Разработка Юрчукского месторождения

шт

42

38

45

42

45

44

3

фонд нагнетательных скважин на конец года

шт

9

11

9

11

9

11

4

средняя обводн-сть продукции скв-н: действ-х

%

48,5

54,3

52,1

56,3

56,2

57,939

5

средний дебит скв-н по нефти: действ-х

т/сут

15,5

12,90

14,0

12,9

11,5

12,0

6

добыча жидкости, всего

тыс. т

389,9

388,6

395,3

392,4

408,2

425,0

7

добыча жидкости с начала разработки

тыс. т

9937,8

10050,3

10333,2

10442,7

10741,3

10867,7

8

добыча нефти с начала разработки

тыс. т

8239,9

8209,9

8429,4

8381,3

8608,0

8560,1

9

текущий коэфф-нт нефтеизвлечения

д.ед.

0,436

0,434

0,446

0,443

0,455

0,4527

10

доб. нефти от утвержд-х извлек-х запасов

%

93,3

72,3

95,5

73,8

75,8

75,4126

11

темп отбора от извлек-х запасов: начальных

%

2,3

1,6

2,1

1,5

1,6

1,57499

12

текущих

%

6,0

5,7

6,1

5,8

6,1

6,40567

13

закачка воды

тыс.м3/год

410,8

372,6

412,1

346,7

411,7

295,2

14

закачка воды с начала разработки

тыс.м3

13484,3

13616,7

13896,4

13963,4

14308,1

14258,7

15

компенсация отбора: текущая

%

85,5

79,7

85,7

74,3

84,2

58,9

16

с начала разработки

%

98,8

96,0

98,3

95,3

97,8

94,1

2.2.2 Анализ состояния фонда скважин

Технологический режим добывающих скважин за февраль 2014 года приведен в табл. Распределение скважин по динамическому уровню представлено в табл.

Таблица Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Интервал изменения уровня, м	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 700	2	5
700-1100	12	28
1100-1500	25	58
Более 1500	4	9
Итого	44	100

Рис. Распределение фонда скважин по глубине динамического уровня

Табл. Технологический режим работы добывающих скважин на Февраль 2014 г.

N скв	Hэф.н. н.	Тип нас.	Разм	Глуб.спуска	Параметры насоса	Pбуф	Pлин	D шт.	Сущ.режим на 14.01.2014
				нас.	хв-ка	L	n.	Qт.	Kпод.				Qж.	Qн.	%воды	Уд.в.	Pзаб.	Ндин.	Pзат.	Pпл.	Pзат.	Депр	К прод
17	8,8	ЭЦН	80	1606	0	0	1350	80	0,9	1,5	0,6	8	72	44,8	25	1182	9,52	1490	3,78	15,73	6,21	6,2	12,181
28	7,2	ЭЦН	45	1694,4	0	0	1950	45	1,1	1,1	0,85	8	49	21,9	46	1085	7,72	1259	0,82	14,78	2,1	7,1	7,812
41	20	ЭЦН	50	1838	0	0	2100	50	0,2	1,6	1,2	6	8,9	0,7	90	1044	7,49	1270	0,73	15	4,46	7,5	1,34
74	7	ЭЦН	25	1618	0	0	2000	25	0	1,62	1,03	6	0	0	1,3	1180	8,64	1142	0,95	18,89	0,1	10,3	2,125
76	12,6	ЭЦН	45	1880	0	0	2100	45	1,2	4,2	1,35	6	18,4	8	48	1059	6,45	1464	1,14	15,76	4,68	9,3	2,289
81	6	ЭЦН	25	1600	0	0	2050	25	1,4	15	9	6	35	28,5	2	1185	9,89	991	1,28	13,79	0	3,9	9,53
82	13,8	ЭЦН	30	1452	0	0	1750	30	1,2	1,5	1,1	6	36	31	2	1015	8,93	662	1,87	15,3	1,59	6,4	6,064
201	11,8	ЭЦН	25	1715	0	0	1900	25	0,9	4,4	0,75		23	15,5	20	1180	8,79	1076	0,64	14,79	1,98	6	4,159
205	0,4	ЭЦН	50	1687	0	0	1700	50	0	0,75	0,6	8	0	0	1	1180	9,12	1054	0,86	14,79	1,62	5,7	0,435
206	10	ЭЦН	50	1884	0	0	1700	50	1	1,2	0,85	6	48	16,8	58	1181	8,01	1381	1,51	15,62	2,42	7,6	6,94
208	5,2	ЭЦН	30	1673	0	0	1600	30	1,8	1,35	1,1	8	52,9	42	4	1180	9,42	1076	1,4	15,51	3,21	6,1	9,168
209	8	ЭЦН	30	1590	0	0	600	30	0,3	1,07	1	6	9	6,9	8,5	1180	9,74	1026	1,4	17,33	3,72	7,6	1,227
212	11	ЭЦН	20	1761	0	0	1920	20	1,1	0,76	0,68	10	21	3,5	80	1045	8,22	1329	1,26	14,6	0,97	6,4	3,651
219	5,4	ЭЦН	45	1617	0	0	1950	45	0,6	2,9	0,9		28,8	20,1	16	1075	8,12	1231	0,9	13,04	2,22	4,9	6,759
230	5,5	ЭЦН	25	1471	0	0	1800	25	1,3	0,8	0,75	4	17,5	13,9	4	1030	10,76	920	2,9	20,87	0,17	10,1	1,748
610	8	ЭЦН	45	1698	0	0	1750	45	1,2	1,35	1	10	54,3	31,7	30	1071	9,05	1152	1,41	14,29	3,66	5,2	11,229
701	4,2	ЭЦН	35	1690	0	0	1920	35	1,4	3,3	1,17	4	47,9	21,1	47	1180	9,7	1376	2,53	14,59	3,27	4,9	10,352
705	7,8	ЭЦН	30	1504	0	0	1500	30	0,8	1,2	0,85	6	23,4	19,3	4	1180	7,65	1232	0,84	12,81	2,33	5,2	5,381
709	3,9	ЭЦН	25	1767	0	0	1700	25	0	1,2	1,1	8	0	0	33,3	1030	9,97	1302	2,4	12,77	1,3	2,8	0,271
715	1,2	ЭЦН	60	1659	0	0	1500	60	0,6	1,23	0,92	6	34	1,4	95	1001	7,05	1394	0,81	15,21	1,63	8,2	4,768
721	9	ЭЦН	60	1680	0	0	1550	60	0	1,2	1	6	0	0	96,9	1178	9,82	669	0,77	16,55	1,77	6,7	2,697
723	3,4	ЭЦН	30	1893	0	0	2100	30	1,5	1,3	1,2	6	45	1,9	95	1012	8,7	1199	1,33	15,75	1,93	7,1	6,863
731	5	ЭЦН	35	1601	0	0	1650	35	1,6	1	0,95	6	14	11,3	3	1180	8,48	1515	2,72	18,96	3,57	10,5	1,41
732	10,6	ЭЦН	60	1974	0	0	2000	60	1,1	2,15	0,95	8	66,5	42,7	23	1020	6,69	1429	0,95	15,55	3,24	8,9	8,65
733	6,2	ЭЦН	20	1870	0	0	2300	20	0,9	1,05	0,95	8	17	3,1	78	1051	6,6	1461	0,81	15,2	1,93	8,6	2,3
734	6,1	ЭЦН	35	1676	0	0	1700	35	0,6	1,1	1	6	1,7	1,3	7	1180	9,03	1077	0,93	12,79	1,55	3,8	0,507
736	4,6	ЭЦН	60	1694,5	0	0	1700	60	1,5	1,7	0,97	10	90	7,6	90	1004	7,76	1324	0,89	14,52	1,18	6,8	15,036
737	1,8	ЭЦН	18	1930	0	0	1700	18	0,7	0,9	0,9	8	5,5	0,7	85	1029	6,53	1525	1,07	15,08	1,77	8,6	0,752
739	1,2	ЭЦН	35	1636	0	0	1700	35	0,5	1,35	0,9	4	17,7	8,8	40	1030	5,6	1541	0,8	15,91	2,66	10,3	3,422
741	6,6	ЭЦН	20	1855	0	0	1950	20	1,1	1,2	0,9	6	7	5,5	5	1180	7,34	1301	0,85	12,84	1,34	5,5	1,529
742	14,6	ЭЦН	50	1796	0	0	1800	50	0,5	1,8	1	6	24	16,7	17	1180	7,74	1380	1,9	14,92	2,22	7,2	3,751
743	12	ЭЦН	45	1781	0	0	1950	45	0,5	1,1	1	10	21,4	0,9	95	1008	10,46	1029	1,6	14,69	1,46	4,2	5,227
745	2,4	ЭЦН	20	1560	0	0	1550	20	0,6	1,25	1,05	6	11	4,6	50	1062	9,32	1108	0,77	12,96	1,89	3,6	3,335
752	6,2	НН	44	1355	206	3	4,7	30,9	0	0,9	0,9		1	0,8	9	1180	6,94	1352	1,25	12,97	2,16	6	0,202
753	5,2	ЭЦН	20	1666	0	0	1700	20	0,5	0,8	0,8	6	1,5	1,2	5	1173	6,41	924	0,81	13,83	3,21	7,4	0,245
757	5,2	ЭЦН	20	1775	0	0	1600	20	1,6	1,18	1,11	6	31	24,5	5	1180	10,53	1153	3,48	14,19	1,98	3,7	8,773
765	11,2	ЭЦН	45	1667	0	0	1600	45	0,5	1,4	1	4	24,5	10,4	50	1042	9,4	1060	0,82	13,76	4,63	4,4	6,071
851	5	ЭЦН	25	1647	0	0	1900	25	0,8	1,52	1,1	4	21	16,8	3	1180	9,79	1006	0,96	18,54	0,39	8,8	2,469
853	7	ЭЦН	30	1488	0	0	1700	30	0	1,15	1	6	0	0	96,4	1036	10,07	1195	1,25	14,39	0,96	4,3	0,194
867	5,1	ЭЦН	45	1624	0	0	1950	45	1	1,4	1,21		45	1,9	95	1112	9,89	1321	2,57	16,01	3	6,1	7,637
882	7,5	ЭЦН	20	1663	0	0	1750	20	1,3	1,3	0,98	6	26	21	2	1180	10,87	903	2,18	14,04	2,51	3,2	8,428
883	17	ЭЦН	25	1677	0	0	1800	25	1,3	1,2	1	4	2,7	2,2	2	1180	8,63	1128	1,61	14,29	2,19	5,7	0,524
892	1,5	ЭЦН	45	1856	0	0	2285	45	1,1	1,7	1,15	6	48	2	95	1007	5,54	1614	0,94	17,23	2,31	11,7	4,8
907	11,8	ЭЦН	45	1660	0	0	1700	45	1,2	1,05	0,8	8	53	2,2	95	1004	8,98	1274	1,28	14,69	1,56	5,7	10,021

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Согласно табл. основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Таблица Распределение скважин по дебитам нефти

Интервал изменения дебитов нефти, т/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	20	45
5-15	8	18
15-25	10	23
Более 25	6	14
Итого	44	100

Рис. Распределение скважин по дебитам нефти

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.



Таблица Распределение скважин по дебитам жидкости

Интервал изменения дебитов жидкости, м3/сут	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 5	9	20
5-15	6	14
15-25	11	25
Более 25	18	41
Итого	44	100,0

Рис. Распределение скважин по дебитам жидкости

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Таблица Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Интервал изменения обводнённости, %	Количество скважин	Процент от общего числа скважин
Менее 30	22	50
30-60	9	20
Более 60	13	30
Итого	44	100,0



Рис. Распределение скважин по обводнённости добываемой продукции

Таблица Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин

Показатели	Наименьшее значение	Наибольшее значение	Среднее значение
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,19	15	4,82
Глубина подвески насосов, м	1355	1974	1691
Динамический уровень, м	662	1614	1211
Депрессия на пласт, МПа	2,8	11,7	6,6
Дебит по нефти, т/сут	0,7	42,7	11,7
Дебит по жидкости, м3/сут	1	90	26,2
Обводнённость, % об.	1	96,9	40

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.



2.2.4 Анализ примененных на Юрчукском месторождении технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти

Юрчукское месторождение является одним из старейших и крупнейших в Пермском крае. В его пределах пробурено более 1300 скважин, кроме того, месторождение характеризуется многопластовостью, сопровождается зональной и послойной неоднородностью параметров пластов. Месторождение находится на III стадии разработки, в которой из-за истощения происходит неизбежное падение добычи нефти. Основным способом поддержания и увеличения добычи нефти является бурение новых скважин и проведение различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин. Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и в связи с этим неполный охват коллектора воздействием. Путями преимущественного движения закачиваемой в пласт воды являются зоны с наименьшим фильтрационным сопротивлением. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется весьма значительное количество выполненных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи на месторождении - за последние пять лет было проведено 1183 мероприятий на добывающих скважинах и 502 мероприятия на нагнетательных скважинах. Суммарная дополнительная добыча нефти от ГТМ за данный период составила 627.1 тыс. т или 12.35 % от всей добычи по месторождению за 5 лет, а с учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет - 1595,0 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 31,4 % от суммарной добычи за пять лет.

В таблице 2.10 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и дополнительной добыче нефти по видам за период с 01.01.2004 по 01.01.2009 года в целом по месторождению. В 2004 году было достигнуто максимальное количество дополнительно добытой за счет ГТМ нефти, равное 175,7 тыс.т или 16,7% от основной добычи нефти за этот год. В 2004 же году было выполнено наибольшее количество ГТМ: 305 мероприятий, что составляет 25,8% от общего количества ГТМ за последние 5 лет.



Таблица Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде



2.2.4 Анализ выработки запасов нефти

Выработка запасов ведется неравномерно как по площади, так и по разрезу. Зоны с высоким значением плотности активных запасов расположены в восточной (район скважины № 41), северной (район скважин №№ 76, 732, 867), западной (район скважин №№ 720, 728, 894) и центральной (район скважин №№ 610, 742) частях Северного поднятия (рис. 4.5.1). Максимальной выработкой запасов характеризуется район скважин №№ 729, 737, 39 и 745 и юго-восточная часть Северного поднятия. На южном поднятии разработка ведется в основном на северном участке, выработка запасов южного и центрального участка осуществляется единичными скважинами (рис.).

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб



Оценка выработки запасов нефти по разрезу выполнена по результатам потокометрических исследований скважин. В скважинах, где совместно вскрыты пласты Тл2-а и Бб, доля пласта Бб в формировании добычи составляет в среднем 96,3 %. В нагнетательных скважинах, вскрывших одним фильтром пласты Тл2-а и Бб, так же как и в добывающих, отмечается более активная работа бобриковского пласта, нежели тульского. В скважинах, где перфорацией вскрыт только пласт Бб чаще в работу подключаются проницаемые прослои, приуроченные к нижней части интервалов перфорации.

Западный и северный участки поднятия

Основные запасы тульского пласта приурочены к западному борту северного поднятия. Анализ карт текущей и накопленной добычи, а так же плотности остаточных запасов показывает, что для выработки рассматриваемых участков необходимо увеличение числа добывающих скважин. В 2011 г. в на западном участке переводом с турнейско-фаменского объекта введена в эксплуатацию скв. № 883. На северном участке поднятия переводом с башкирского объекта введена в эксплуатацию скв. № 882. Скважины вступили в работу с дебитом 16,6 т/сут и 18,6 т/сут практически безводной нефти, по состоянию на 01.01.2013 г. значения дебитов составляют 6,2 и 20,1 т/сут соответственно.

Центральный (район скважин №№ 610, 742) участок поднятия

Добывающие скважины данного участка работают при сравнительно высоких дебитах. За последний год динамика пластового давления в этом районе была положительной (рис. 9.1.22). Для поддержания производительности скважин и создания основы для проведения мероприятий по интенсификации добычи рекомендуется повышение эффективности существующей системы ППД.

Северо-Восточной (район скважин №№ 853, 757) участок поднятия

В целом данный участок поднятия разрабатывается интенсивно (дебиты по нефти в скважинах №№ 757, 41, 765, 701 более 10 т/сут). Однако необходимо рассмотреть возможность интенсификации добычи. На взгляд авторов это можно реализовать за счет бурения боковых стволов из скважин, выполнивших свое назначение на других пластах. На данном участке отмечается отрицательная динамика пластового давления, следовательно, в перспективе (особенно при увеличении добывающего фонда) необходимо предусмотреть организацию дополнительного очага закачки.

Юго-Восточной (район скважин №№ 753, 733) участок поднятия

Данный участок поднятия разрабатывается характеризуется низкими остаточными запасами. Скважины №№ 28 и 733 обводняются пресной водой, что предположительно является следствием от закачки в скважину № 216.

При текущей разработке объекта оценена актуальность проектных решений, определено, что около 90 % предложений по использованию фонда для выработки запасов объекта возможно применить с корректировкой даты осуществления мероприятий.

С целью выделения зон с низкими темпами выработки запасов проведен анализ дебитов нефти в зависимости от остаточных извлекаемых запасов. Результатом проведенного анализа, является зависимость, представленная на рисунке.

Рисунок Сопоставление дебитов нефти скважин с ОИЗ. Тл-Бб объект

Анализируя рисунок сопоставления дебитов нефти с ОИЗ (рис. 4.5.2) можно сделать следующие выводы:

1. Наибольшим значением остаточных извлекаемых запасов обладает скважина № 883, работающая с дебитом нефти 6,2 т/сут;

2. Скважины №№ 734, 76, 867, 883, 883 имеют ОИЗ более 40 тыс. т и дебиты нефти менее 10 т/сут

Разработку Южного поднятия (в пределах лицензионного участка) согласно действующего ПТД предусмотрено вести на естественном режиме. Для увеличения интенсивности разработки в проектной документации предложено бурение бокового ствола. В настоящее время ЗАО «Кама-ойл» ведет разбуривание центральной части Южного поднятия. Согласно проектному документу предусмотрена организация системы ППД, соответственно существующая отрицательная динамика пластового давления скважин северного участка Южного поднятия, возможно, изменится на положительную.

2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

В добывающих скважинах в основном динамический уровень находится ниже 1100 м, что говорит о низких значениях забойных давлений.

Основная пятая часть фонда скважин по дебиту нефти относится к низкодебитным. Однако есть 6 скважин которые обеспечивают значительную часть добычи нефти с нашего объекта разработки.

Значительная часть скважин имеет дебиты по жидкости более 15 м3\сут, что позволяет их эксплуатировать с помощью центробежных насосов.

Половина фонда скважин имеет обводненность менее 30%

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.3 Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов

При анализе разработки залежи нефти в тульских и бобриковских отложениях Юрчукского месторождения выявлены области с запасами нефти не вовлеченными в процесс дренирования. Соответственно необходимо обосновать мероприятия по вовлечению данных запасов в разработку. В настоящее время для обоснования мероприятий и прогноза их технологического эффекта пользуются геолого-гидродинамическими моделями.

Основными целями строительства боковых стволов являются следующие:

- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате уплотнения сетки скважин;

- повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин, находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементировании и т.д.);

- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным количеством скважин;

- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной, практически полностью выработанной;

Наиболее целесообразным является использование технологий бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени на эксплуатационные объекты уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно.

Боковые стволы могут использоваться для добычи нефти в большинстве залежей, за исключением рыхлых, сильно трещиноватых и обваливающихся пород, в которых затруднено бурение даже вертикальных скважин.

Геолого-физические условия эффективного применения БС:

- нефтяные залежи с трудноизвлекаемыми запасами;

- залежи с коллекторами, имеющими естественную вертикальную трещиноватость или разломы;

- пласты с высокой неоднородностью, особенно по вертикали;

- пласты с карстовыми или кавернозными образованиями;

- линзовидные пласты;

- пласты с малой толщиной;

- пласты с несцементированными песчаниками.

После строительства бокового ствола их можно эксплуатировать с помощью штанговых насосов с канатными штангами (рис.)

Рис. Штанговый насос с канатными штангами



Требования к техническому состоянию скважин

Согласно РД 39-00147275-057-2000, исходя из требований охраны недр и окружающей среды, не допускается строительство боковых стволов по техническому состоянию основных стволов скважин:

- скважины с негерметичными, либо ремонтированными эксплуатационными колоннами, кроме случаев замены труб на новые;

- скважины с затрубной циркуляцией;

- скважины с отсутствием цемента в интервале забуривания бокового ствола;

- скважины с отсутствием цемента за кондуктором, если высота подъема цемента за эксплуатационной колонной не перекрывает его.

Для получения исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и составления плана работ по забуриванию боковых стволов, необходимо провести следующие работы:

- проверить герметичность эксплуатационной колонны опрессовкой;

- с целью оценки глубины интервалов цементного кольца и его качества исследовать скважины акустической цементометрией;

- проверить наличие затрубной циркуляции термометрией (ВЧТ).

Определение технического состояния скважины производится в следующей последовательности. В первую очередь в скважину спускается шаблон соответствующего диаметра и отбивается забой скважины. После чего записывается ВЧТ и АКЦ. При положительных результатах интервал исследуется на приемистость и заливается цементным раствором под давлением с учетом установления цементного моста. После ОЗЦ цементный мост (искусственный забой) проверяется спуском НКТ и разгрузкой ее. После чего колонна подвергается опрессовке давлением, рассчитанным в зависимости от диаметра колонны и срока ее эксплуатации. Записываются показания локатора муфт для выбора места вырезания «окна» для забуривания бокового ствола.

Бурение боковых стволов на Юрчукском месторождении производится, в основном, в скважинах, находящихся в бездействии: наблюдательных, пьезометрических, ожидающих ликвидации, со сложной аварией в основном стволе скважины, нерентабельных ввиду истощения запасов нефти.

Бурение боковых стволов возможно в скважинах, удовлетворяющих этим требованиям.

В гидродинамической модели построена суммарная карта плотности остаточных подвижных запасов по тульско-бобриковскому объекту, на которой видны области наиболее перспективные для планирования ГТМ (рисунок ниже). Это центральная часть в районе скв. № 16 и №№ 743. Именно в эти районы предлагается пробурить боковые горизонтальные стволы с проложением до 1000м, с целью выработки остаточных запасов. Пробурить боковые стволы предлагается из двух скважин №№ 16, 743. Предлагаемое местоположение боковых стволов показано на (Рис.).

Рисунок Распределение плотности активных запасов. Юрчукское месторождение. Пласты Тл+Бб



2.5 Определение технологической эффективности при реализации технического решения

Результаты строительства боковых стволов на тульско-бобриковских объектах месторождений севера Пермского края приведены в табл. Средний прирост дебита нефти составил около 20 т/сут.

Таблица Результаты строительства боковых стволов

№скв.	Месторождние	эалежь после ПНП	Дата пуска факт	Начальный дебит (приемистость) после мероприятия
				Дебит ж-ти м3/сут	Дебит нефти т/сут	% обводнен	Н дин, м
517	Уньвинское	Бб	12.03.2010	21,6	18,4	0	1077
208	Юрчукское	Тл-Бб	19.03.2010	29,6	24,3	0	560
114	Уньвинское	Бб	19.04.2010	31,2	25,5	2	289
530	Уньвинское	Бб	26.04.2010	43,2	33,5	5,5	114
600	Уньвинское	Бб	24.05.2010	65,7	51,4	4,8	603
223	Уньвинское	Бб	04.06.2010	38	31,6	1	756
141	Сибирское	Бб	22.07.2010	24	20,2	0	947
333	Уньвинское	Бб	02.07.2010	27,3	22,7	1	1228
343	Уньвинское	Бб	06.12.2010	15,5	12,6	2,4	985
213	Логовское	Тл-Бб	19.05.2012	18	11,4	24	563
74	Юрчукское	Тл-Бб	29.05.2012	12,4	10	3	1400
851	Юрчукское	Тл-Бб	04.06.2012	25,2	21	0,3	987
731	Юрчукское	Тл-Бб	07.08.2012	15,6	12,8	1	1307
230	Юрчукское	Тл-Бб	23.09.2012	19,2	13,8	9,6	1149
217	Логовское	Тл-Бб	27.09.2012	7,2	6	0	1510
185	Чашкинское	Тл-Бб	04.12.2012	20,4	14,8	14	890
221	Логовское	Тл-Бб	31.12.2013	1,1	0,9	1	1551

При реализации варианта разработки с бурением боковых стволов на скв. №№ 16 и 743, на период 10 лет можно достигнуть превышение добычи нефти по сравнению с текущим вариантом на 190 тыс. т.

Разработанный вариант является технологически эффективным, его экономическая эффективность будет рассчитана далее.

Таблица

Годы	Добыча нефти, тонн
1	19224
2	18262,8
3	17349,66
4	16482,18
5	15658,07
6	14875,16
7	14131,41
8	13424,84
9	12753,59
10	12115,91

Рис. Прогнозируемая добыча нефти по скв. 16 по годам

2.5.1 Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов

Перед тем, как начать работы по зарезке и бурению наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин (БС) с целью интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений разрабатывается регламент.

Все виды работы по строительству БС представляются следующими основными этапами:

-выбор основных стволов для заданных скважин;

-выбор интервала вырезания «окна» в эксплуатационной колонне;

расчет профиля скважины;

вырезание «окна» в эксплуатационной колонне;

бурение бокового ствола;

обсаживание пробуренного ствола эксплуатационной колонны;

работы по освоению скважины.

При выборе скважин для бурения из них боковых стволов, необходимо исходить из текущих характеристик эксплуатации скважины, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления, фактического пространственного положения ствола скважины:

-эксплуатационная колонна должна быть опрессована на 100 атм. в течении 30 минут, падение давление не более 5 атм., эксплуатационная колонна должна быть опрессована снижением уровня;

-необходимо провести гироскопическую инклинометрию;

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

-пространственное положение интервала забуривания должно быть оптимальным с точки зрения экономической целесообразности (величина отхода точки забуривания до начала эксплуатационного забоя должна быть минимальной, но не менее величины определяемой допустимой интенсивностью искривления бокового ствола), максимальный отход от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя обусловливается техническими характеристиками буровой установки и вероятной глубиной забуривания;

-допустимая величина разности азимутальных направлений основного ствола и бокового стволов не должна превышать величины, определяемой техническими возможностями бурения бокового ствола;

-траектория бокового ствола должна иметь минимальную вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

поиск оптимальных вариантов, отвечающих технико- экономической целесообразности использования обводненных и бездействующих скважин для зарезки боковых стволов, должен осуществляться, как правило, с использованием автоматизированных программ.

2.5.2 Подготовительные работы к бурению боковых стволов

Бурению боковых стволов предшествует пуск гироскопического инклинометра и геофизических приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и интервала эксплуатационного объекта.

Осуществляется глушение скважины солевым раствором.

Производятся монтаж бурового оборудования (подъемника, циркуляционной системы и обвязки), демонтаж фонтанной арматуры.

Монтируется противовыбросовое оборудование согласно схеме оборудования устья и производится опрессовка.

Выполняется подъем внутрискважинного оборудования.

С целью определения технического состояния эксплуатационной колонны, возможных участков сужения проводятся её шаблонирование. Для обеспечения свободного спуска клин-отклонителя и компоновок для фрезерования «окна» осуществляется шаблонирование эксплуатационной колонны шаблоном, имеющим следующие размеры:

Dш = 122мм для ЭК 139 мм; -

Dш = 126 мм для ЭК 146 мм;

Dш = 144 мм для ЭК 168 мм;

Lш=6 м,

Где Dш - диаметр шаблона;

Lш - длина шаблона.

При необходимости обсадная колонна прорабатывается компоновкой фрезов до свободного прохождения, для скважин старше 15 лет проводится ГФФ, СТДТ.

Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт (ЛМ) и оценки качества цементирования камня (ОЦК). На основании данных ЛМ и ОЦК, с учетом результатов предварительного профилирования БС, определяется интервал забуривания бокового ствола. При выборе интервала забуривания, место зарезки БС выбирается, по возможности, ближе к забою основного ствола. В случае низкого качества цементного камня за эксплуатационной колонной или его отсутствие проводятся работы по повторному цементированию затрубного пространства эксплуатационной колонны в интервале забуривания с предварительным перфорированием ее для закачки тампонажного раствора. Работы по повторному цементированию могут проводиться после установки клин-отклонителя и вырезания «окна» в эксплуатационной колонне.

Выполняется установка на забое ликвидационного моста. Пордготовка ствола скважины к уставновке ликвидационного моста осуществляется в порядке, установленном руководящими документами. Изоляционные работы проводятся с выполнением действующих правил и инструкций. При экономической целесообразности возможно совмещение установки эзоляционнго и технологического мостов. После установки ликвидационнго моста эксплуатационная колонна опрессовываектся.

Для зарезки бокового ствола с помощью отклоняющего клина (клин - отклонителя) устанавливается технологический цементный мост, который может быть создан закачкой цементного раствора. При этом векрхняя часть моста располагается выше муфты обсадной колонны в соотвествии с инструкцией по эксплуатации клин-отклонителя. Взрывной пакер рекомендуется использовать для повышения надежности цементного моста перед его установкой.

Для установки цементных мостов рекомендуется применение специальных тампонажных составов, обеспечивающих повышения их физико-механических свойств.

Перед спуском взрывпакера эксплуатационная колонна в зоне установки цементного моста очищается скребком, а скважина промывается в течение одного цикла.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) определяется верх цементного моста. При необходимости мост разбуривается до требуемой глубины, эксплуатационная колонна опрессовывается на давление, согласованное с НГДУ. При отрицательных результатах опрессовки эксплуатационной колонны выясняется причина, и принимаются меры к ликвидации негерметичности.

2.5.3 Технология зарезки боковых стволов

Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».

В скважину спускается клин-отклонитель диаметром 114 - 115 мм (как отечественного, так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм производителей.

Спуск компоновки на стальных бурильных трубах (СБТ) производятся с замером длины инструмента со скоростью не более 0,2 м/с.

Установка клин-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производится ориентировочно в пределах +90 градусов по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки для предотвращения выпадания клин-отклонителя.

В вертикальных скважинах установка клин-отклонителя должна производиться в направлении проектного азимута зарезки бокового ствола.

Ориентирование клин-отклонителя может осуществляться с помощью телесистемы или гидроскопа. Рекомендуется осуществлять ориентирование клин-отклонителя с помощью гидроскопа и вырезать «окно» в обсадной колонне без дополнительной СПО.

Компоновка низа бурильной колонны для ориентирования клин-отклонителя и вырезания окна за один рейс включает в себя:

-клин-отклонитель;

-оконный фрез;

два арбузных фреза;

патрубок под гидроскоп;

спиральные ТБТ - 4 шт;

бурильные трубы СБТ - 73.

В том случае, если ориентирование клин-отклонителя осуществлялось с помощью телесистемы, то после установки клин- отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, и спускается компоновка для вырезания «окна».

Для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм компоновка включает:

-стартовый фрез диаметром 124 мм;

-спиральные ТБТ - 4 шт;

бурильные трубы СБТ - 73.

Осуществляется вскрытие «окна» в обсадной колонне ротором. Параметры режима фрезерования следующие:

-нагрузка на фрезер 5 кН;

-частота вращения ротора 60-80 мин

производительность насоса 0,012 - 0,014 м3/с.

В дальнейшем, при необходимости, нагрузку можно увеличить до 8 кН. Фрезерование прекращается после проходки 0,5 - 0,6 м. При этом особое внимание следует уделять фрезерованию проушины, находящейся на наконечнике отклонителя.

После этого требуется проработать про фрезерованный интервал и промыть скважину в течение двух циклов, поднять стартовый фрез из скважины, собрать компоновку:

Спустить в скважину данную компоновку. За 10 м до входа в прорезанное «окно» скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Перед началом фрезерования произвести промывку в течение одного цикла.

Проработать прорезанное «окно». Начать фрезерование при нагрузке не более 5 кН с возможным кратковременным увеличением нагрузки до 30 кН. Фрезеровать на глубину 5 м. При этом следует контролировать величину крутящего момента. При наличии подклинок необходимо приподнять инструмент и проработать данный интервал. После завершения процесса фрезерования проработать пройденный интервал и несколько раз поднять и опустить фрезеры для очистки «окна». Затем извлечь компоновку из скважины.

Собрать компоновку для дальнейшего фрезерования колонны:

-оконный фрез диаметром 124 мм;

-колонный и арбузный фрезер диаметром 124 мм; спиральные ТБТ - 4 шт;

СБТ-73 - до устья.

Спустить данную компоновку в скважину. Начать фрезерование в прежнем режиме. Отрыв от забоя производить через каждые 15 минут работы фрезера. Фрезерование прекратить после 2-5 м проходки. Общая длина фрезерование должна составлять не менее 7м (в зависимости от длины клин-отклонителя). Несколько раз проработать пройденный интервал до исчезновения подклинок инструмента.

Промывку произвести в течение двух циклов с выравниванием параметров раствора. Для лучшего выноса металлической стружки прокачать высоковязкую пачку раствора в объеме 500 л при подаче насоса 0,012-0,016 м3/с. В том случае, если фрезерование обсадной колонны осуществлялось на биополимерном растворе, прокачивание высоковязкой пачки раствора не обязательно. После этого извлечь компоновку из скважины. В случае необходимости (зарезка бокового ствола в песчаниках, отсутствие цементного камня за эксплуатационной колонной и др.) производится цементирование клин-отклонителя после второго фрезерования.

Вблизи от схода с клин-отклонителя происходит соскок фрезера с разрушаемой поверхности и выход в открытый ствол. Если при этом жесткость компоновки недостаточна, образуется уступ, препятствующий в дальнейшем свободному входу долота в новый ствол. В таком случае, при калибровке «окна» надо принять меры по увеличению жесткости компоновки фрезерования и своевременному снятию образовавшегося уступа в районе схода с клин-отклонителя.

Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста.. Клин-отклонитель рекомендуется типа КОП-115 (для колонны диаметром 146 мм) производства OOO «БИТТехника» или неизвлекаемый отклонитель компании «EVI- WEATHERFORD» типа «Н» диаметром 114,3 мм.

По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.

Реальная необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола и рассчитывается по формуле:

Lв.з. = OR (2D+Dc-Dк) + а

где Lв.з. длина фрезерования колонны;- радиус кривизны ствола скважины, м;

В - диаметр долота для бурения бокового ствола, м;- диаметр бокового ствола, м;к - внешний диаметр эксплуатационной колонны, м;

а - запас длины для безаварийного прохождения технологического инструмента (1,3 - 1,5 м).

абуривания бокового ствола с цементного моста осуществляется двигателем-отклонителем диаметром 106 мм (127 мм).

Забуривание бокового ствола с применением отклоняющих устройств должно проводится по программе, включающей выбор геометрических размеров КНБК для обеспечения задаваемой интенсивности искривления нового ствола и автоматизированный расчет проходимости компоновки через прямолинейный участок ствола скважины. Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ», разработкой ВНИИБТ, секционным фрезерным инструментом фирмы «GRANT INTERNATIONAL» и т.п.

Вырезание участка эксплуатационной колонны производится в два этапа:

-прорезание эксплуатационной колонны;

-фрезерование эксплуатационной колонны.

Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором с частотой 60-70 мин-1, расходе промывочной жидкости 0,01-0,012 м3/с и перепаде давления 4-5 МПа в течение 20-30 мин. Без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 5-15 кН.

Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 15- 40 кН, частоте вращения 60-70 мин-1., перепаде давления 14-16 МПа и расходе 0,012-0,014 м3/с. Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.

2.5.4 Технология вскрытия продуктивного пласта

Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:

-закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;

-набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;

сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;

образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

-образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;

-миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;

продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.

В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

-сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);

-изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;

временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO - PRO и т.п).

Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.

Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях депрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10-15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно.

Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.5.5 Заканчивание скважин

Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т.п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными).

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».

В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».

Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже:

Состав перфорационных сред:

КПС-1 (%, объемы.):

-водный раствор хлористого натрия -96,5%;

-реагент СПК -3,5%.

2) КПС-1М (%, вес.):

-водный раствор хлористого натрия -97%;

-ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%.

3) КПС-2 (%,объемы.):

-гликоль -75%;

-соляная кислота (конц. 20-24%) -10%;

ортофосфорная кислота (конц. 70-100%) -1,5%.

4) ИЭР (%, объемн.):

-нефть -52-36%;

водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м - 43-59%;

эмультап -3%;

-ГКЖ-10 -2%.

После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы:

-надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта;

-расчетное количество обсадных труб;

-подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна».

При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз».

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта.

В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии.



3. Экономический раздел

3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

Спрогнозированный технологический эффект дополнительной добычи нефти от бурения боковых стволов на скважинах №№ 16 и 743 является основой для расчета экономической эффективности, произведенному в целом по проекту. Срок действия данных мероприятий составляет 10 лет.

Общей целью анализа финансовой рентабельности является оценка эффективности осуществления инвестиций в проект. В процессе анализа финансовой рентабельности инвестиционного проекта необходимо решить следующие задачи:

· анализ системы денежных потоков, связанных с проектом и расчет потоков реальных денег для различных элементов этой системы, в основе которого лежат оценки инвестиционных, операционных и финансовых потоков, связанных с реализацией проекта;

· определение показателей финансовой рентабельности проекта: чистого дисконтированного дохода; внутренней нормы доходности; индекса доходности; срока окупаемости и др.;

· принятие решения о финансовой привлекательности проекта на основе анализа денежных потоков и показателей финансовой рентабельности.

Ключевым вопросом в анализе финансовой рентабельности проекта является выбор критериев, по которым можно оценивать решения в проектном анализе.

Вероятно, самым известным и чаще всего применяемым критерием оценки эффективности инвестиционных решений является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида:

где: t - момент времени;

Вt - поток выгод;

Зt - поток затрат;

T - срок жизни проекта;

Е - ставка (норма) дисконта.

Норма дисконта должна по существу отражать возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для проектов в качестве нормы дисконта используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставке процента (стоимости капитала), которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

Вторым широко применяемым в проектном анализе критерием является внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНР или ВНД) проекта, т. е. ставка дисконта, которая уравнивает сумму дисконтированных выгод с суммой дисконтированных затрат. Иначе говоря, при ставке дисконта, равной ВНР, чистый дисконтированный доход равен нулю. Этот показатель, часто применяющийся в финансовом и экономическом анализе в качестве основного критерия, дает инвесторам возможность сравнить прибыльность проекта (ВНР) с альтернативной стоимостью капитала для данного проекта. При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта.

ВНР определяется из уравнения ЧДД=0, которое можно записать в виде

где r - ВНР.

Некоторые свойства ВНР могут ограничивать ее применение. Уравнение ЧДД=0 может иметь несколько решений. Это может иметь место, если денежные потоки меняют знак более одного раза за срок жизни проекта (например, плюс-минус-плюс). Несмотря на это критерий внутренней ставки рентабельности так прочно укоренился в финансовом анализе, что принятие решений по большинству проектов опирается именно на него. Очевидная причина этого в том, что ВНР дает измеритель, который можно сравнивать с текущей рыночной стоимостью инвестиционных ресурсов. Большинство инвесторов смотрят на ВНР как на указатель того, каков будет их доход на капитал, и принимают решения об инвестициях в зависимости от уровня ВНР.

Третьим критерием, который часто применяется, является коэффициент «выгоды/затраты» (Квз). Он определяется отношением суммы дисконтированных выгод к сумме дисконтированных затрат по формуле

Для эффективных проектов коэффициент Квз должен быть больше 1.

При анализе инвестиционных проектов часто используется индекс доходности (ИД), представляющий собой отношение суммы дисконтированных эффектов, которые определяются как выгоды минус эксплуатационные затраты, к сумме дисконтированных капитальных вложений

где: КВt - капитальные вложения в момент времени t;

ЗЭt - эксплуатационные затраты.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1. Если ЧДД отрицателен, то ИД<1, то проект эффективен, если ИД<1 - неэффективен.

Еще одним критерием, которым пользуются в финансовом анализе, является срок окупаемости (ТОК) или, как его часто называют, срок возмещения затрат. Его величина говорит о том, за какой период времени проект позволяет возместить инвестиционные затраты (в этом случае говорят о сроке возмещения затрат или простом сроке окупаемости) и позволит получить минимально приемлемый уровень прибыли (в этом случае говорят о дисконтированном сроке окупаемости). Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что одобряются проекты с самым коротким сроком окупаемости. Поскольку этот критерий прямо связан только со сроком возмещения инвестиционных издержек, то его использование в качестве основного критерия при сравнении проектов не благоприятствует проектам, приносящим большие выгоды в более поздние сроки. Тем не менее, этот показатель используется в финансовом анализе, поскольку часто инвесторы заинтересованы в получении информации о сроке возмещения их затрат.