Анализ разработки Правдинского месторождения

Профили наклонно-направленных скважин

Поскольку бурение наклонно-направленных скважин будет осуществляется с кустовых площадок, то предлагается использовать имеющийся опыт проводки скважин на месторождении и формирование S-образного типа профиля скважины. В зависимости от величины смещения забоя скважины от вертикали рекомендуется применять трехинтервальный (смещение до 300 м) или четырехинтервальный профиль (смещение более 300 м) с вертикальным участком, участком набора кривизны, стабилизации и естественного уменьшения зенитного угла. В отличие от трехинтервального профиля, который характеризуется небольшой интенсивностью уменьшения зенитного угла, четырехинтервальный профиль, имея участок стабилизации, проще реализуем, приводит к меньшим ошибкам при доведении забоев до конкретных отметок и обеспечивает надежную работу внутрискважинного насосного оборудования. Главное преимущество S- образного типа профиля заключается в том, что основные работы по выведению ствола скважины в «круг допуска» осуществляются при бурении верхних интервалов профиля. Кроме того, при использовании S-образного профиля искривление производится по большому радиусу, что позволяет при бурении наклонно-направленных скважин использовать стандартную технику и технологию, применяемую в данном регионе.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.1 - Конструкция скважин Правдинского месторождения

Для проектирования скважин с большими отклонениями конечного забоя от вертикали, вскрытия и пересечения продуктивного пласта под большим зенитным углом возможно применение J-образного пятиинтервального профиля.

Начало интервала набора кривизны и профиль каждой конкретной скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями инструкции /12/.

При проектировании профилей наклонно-направленных скважин необходимо предусматривать следующую допустимую интенсивность пространственного искривления ствола скважины:

- в интервале набора зенитного угла 1,5 на 10 м ствола скважины;

- в интервале стабилизации зенитного угла не более 3 на 100 м ствола скважины (работа насосного оборудования);

- в интервале снижения зенитного угла 5 на 100 м ствола скважины.

Насосное оборудование в скважине устанавливается в интервале глубин 1200-1900м. Установлено, что удовлетворительная эксплуатация ЭЦН и ШГН обеспечивается при углах наклона ствола скважины в месте их расположения от 20 до 25 . На практике, особенно при кустовом способе строительства скважин величина зенитного угла ограничивается 30.

Колонные головки

Колонные головки входят в состав устьевой колонной обвязки и предназначены для обвязки обсадных колонн с целью их подвески, герметизации кольцевого пространства между ними и контроля давления в нем в нефтяных и газовых скважинах (рисунок 4.2)



Рисунок 4.2 - Типы колонных головок а - однофланцевая; б - двухфланцевая; 1 - корпус; 2 - верхний пакер; 3 - колонная подвеска; 4 - нижний пакер

4.2 Скважинное оборудование

а. Устьевое оборудование

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец - для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки - для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки - для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка - для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка - для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка - для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок - для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер - для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд - часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд - лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60-200 (рисунок 4.3), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа.

При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (см. рисунок 4.3).

б. Глубинное оборудование

Большее применение на Правдинском месторождении нашли погружные центробежные электронасосы, особенно для эксплуатации обводненных высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.

Погружные центробежные электронасосы не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем в штанговой установке, а следовательно увеличивать добывные возможности этого вида оборудования.

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного агрегата (электронасоса), спускаемого в скважину на насосных трубах специального кабеля, питающего двигатель электроэнергией, и станции автоматического управления (рисунок 4.4).

Электронасос состоит из специального погружного маслонаполненного электродвигателя переменного тока, протектора, предохраняющего двигатель от проникновения в него окружающей жидкости, и центробежного многоступенчатого насоса. Корпусы электродвигателя, протектора и насоса соединены фланцами. Валы имеют шлицевые соединения. В собранном агрегате электродвигатель расположен внизу над ним - гидрозащита (специальный протектор), над протектором - насос.

Рисунок 4.3 - Скважинная арматура фланцевая типа 1АНЛ-60-200. 1 - буфер; 2 - крестовик; 3 - катушка; 4 - тройник; 5 - задвижка; 6 - вентиль; 7 - манометр; 8 - насосно-компрессорные трубы



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.4 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦН

Электронасос спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Питание двигателя электроэнергией осуществляется по круглому специальному нефтестойкому трехжильному кабелю, который крепится к насосным трубам металлическими поясами. На поверхности устaпaвливaют лишь станцию управления и автотрансформатор.

Для максимального уменьшения диаметрального габарита погружного агрегата вдоль него укладывают специальный плоский кабель, предохраняемый от повреждения ребрами, приваренными к насосу, и защитными кожухами. Площадь сечения кабеля выбирают в зависимости от силы тока двигателя и глубины его спуска в скважину. Участок кабеля от устья до станций управления прокладывают по эстакаде.

Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

Большие межремонтные периоды позволяют эксплуатировать скважины без вышек, с использованием передвижных мачт для периодических подъемов электронасосов.

Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки.

Направляющие аппараты закреплены для предотвращения проворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей проворот их относительно вала, и свободно перемещаются вдоль него.

В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата, как в подшипнике, а колесо опирается нижним диском о специальный бурт направляющего аппарата, выполняющий роль подпятника. Для уменьшения силы трения между диском рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала.

В насосах обычного исполнения опорная шайба изготовляется из текстолита. По мере ее износа рабочее колесо перемещается вдоль вала оставаясь, как правило, всегда прижатым вниз. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. Когда разместить в одном корпусе нужное число ступеней невозможно, их заключают в два, а иногда в три корпуса, которые являются в этом случае отдельными секциями одного насоса.

Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляют из специального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изготовляются также из никелевого чугуна.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается специальной пятой. Нижний конец вала смонтирован в подшипниковом узле, состоящем из одного и двух радиально-упорных подшипников. Подшипники смазываются специальной густой смазкой. поступающей из камеры протектора гидрозащиты двигателя. Чтобы масло не ухолило из камеры подшипников, вал насоса уплотняется сальником, состоящим из свинцово-графитовых колец.

5. Специальная часть

5.1 Технологические показатели вариантов разработки

правдинский месторождение скважина тектоника

В целом по Правдинскому месторождению рассмотрено два основных варианта разработки.

Первый вариант предусматривает продолжение эксплуатации пластов БС6, при сложившейся системе разработки (базовый вариант).

Второй вариант (рекомендуемый) предусматривает осуществление комплекса технологий по интенсификации добычи нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

Второй вариант в целом по месторождению представляет рекомендуемых вариантов по объектам:

* по пласту АС9 - 2 вариант;

* по пласту АС 10 - 2 вариант;

* по пласту АС 11-3 вариант;

* по пласту БС5 - 3 вариант;

* по пласту БС6 - 6 вариант;

* по разрабатываемой части пласта БС8 - 5 вариант;

* по южной части пласта БС8 - 3 вариант;

* по разрабатываемой части пласта БС9 -- 4 вариант;

* по северной части пластов БС8+БС9 - 3 вариант;

По различным эксплуатационным объектам рассмотрено от 2 до 6 вариантов разработки.

По рекомендуемому варианту разработки намечается пробурить 90 скважин, в том числе: 60 добывающих, 23 нагнетательных и 7 оценочных.

Бурение основного фонда скважин планируется на 2003-2006 г.г.

Кроме того, предусмотрено 33 резервных и 171 скважина-дублер. По 2-му варианту максимальный уровень добычи нефти равен 1433 тыс. т и достигается в 2007 г.; что составляет 0,9% от начальных извлекаемых запасов и 5,4% от остаточных извлекаемых запасов. Максимальный уровень отбора жидкости 3927 тыс.т достигается также в 2007 г

За весь расчетный период разработки накопленная добыча нефти достигнет величины 155,7 млн. т. Коэффициент нефтеизвлечения составит 0,371, степень выработки извлекаемых запасов нефти 98,0%. Водонефтяной фактор-2,1 т/т.

Для технико-экономического обоснования выбора оптимального варианта продолжения разработки залежи нефти пласта БС6 рассмотрено шесть вариантов, отличающихся от базового, который предусматривает продолжение разработки при сложившихся условиях существующим фондом скважин, объемом внедряемых геолого-технических мероприятий, обеспечивающих интенсификацию процесса разработки и повышение коэффициента нефтеизвлечения.

Первым вариантом прогнозируется последовательное снижение уровня добычи нефти и жидкости. Наибольшая добыча нефти - 218,4 тыс. т будет в 2000 г. и за 30 лет снизится до 63,54 тыс. т, т.е. в 3,44 раза,

3 конце проектного периода разработки пластов БС6+БС6¹ (2099 г.) накопленная добыча нефти составит 113,6 млн. т, жидкости - 254,6 млн. т, обводненность продукции скважин - 93,9%, отбор извлекаемых запасов нефти-90,7%, коэффициент нефтеизвлечения 0,390 при утвержденном 0,430,

Второй вариант предусматривает ввод в эксплуатацию 47

- законсервированных добывающих скважин, усиление и воссоздание системы заводнения путем возобновления закачки воды в 34 нагнетательные скважины и перевод под нагнетание воды 16 добывающих и пьезометрических скважин, внедрение метода ИНФП, возврат с нижележащих пластов 9 добывающих скважин и обработку всех добывающих скважин по технологии Полисил и проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинад с использованием материала АКОР-Б100.

Внедрение перечисленных мероприятий обеспечивает увеличение добычи нефти до 316,1 тыс. т в 2002г. При этом добыча жидкости будет равна 1352 тыс. т, обводненность - 76,6%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти - 0,3%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,373, отбор извлекаемых запасов 86,8%.

К концу проектного периода разработки (2099 г.) накопленная добыча нефти составит 116,0 млн. т, жидкости - 280,5 млн. т, обводненность добываемой продукции- 93,7%, водонефтяной фактор - 1,42 т/т, отбор нефти от извлекаемых запасов-92,7%, текущий коэффициент нефтепзвлечения-0,398.

Третьим вариантом предусматривается дополнительно внедрение физико-химических методов воздействия на продуктивный пласт (потокоотклоняющие технологии) и обработка скважин «Нефрасом», а также проведение кислотных обработок призабойной зоны пласта.

Наибольший уровень добычи нефти - 334,4 тыс. т предполагается достигнуть в 2002г. Отбор жидкости составит 1371 тыс.т/год, обводненность 75,6%, темп отбора от начальных извлекаемых запасов -0,3%, отбор нефти от извлекаемых запасов - 86,8%.

За время разработки (до 2099 г.) будет добыто 116,3 млн. т нефти, 280,7 млн. т жидкости, обводненность нефти - 93,7%, водонефтяной фактор - 1,41 т/т, отбор нефти от извлекаемых запасов - 92,9%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,399, т.е. утвержденный коэффициент нефтеизвлечения за проектный срок не достигается.

Четвертым вариантом дополнительно предусматривается применение для очистки призабойной зоны скважин и увеличения продуктивности метода многократных депрессий и акустического воздействия.

Наибольшая добыча нефти - 340,2 тыс. т ожидается в 2002 г., при этом отбор жидкости 1376 тыс.т/год, обводненность продукции скважин -75,3%, темп отбора запасов - 0,3%, отбор извлекаемых запасов нефти -86,8%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,373.

Основной прирост добычи нефти в 2000-2011 г.г. составит за счет применения МД и АВ 58 тыс. т, поэтому технологические показатели четвертого варианта незначительно отличаются от показателей 3-го варианта.

По накопленной добыче нефти на 1.01.2100г. коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,400, водонефтяной фактор - 1,41 т/т, обводненность добываемой продукции - 93,7%.

В пятом варианте намечено дополнительное бурение 8 новых добывающих скважин, создание по 12 добывающим скважинам, находящимся в зоне концентрации остаточных запасов нефти, боковых горизонтальных стволов.

Максимальный уровень добычи нефти - 343,0'тыс. т будет достигнут в 2007 году, темп отбора извлекаемых запасов - 0,3%, отбор жидкости - 1552 тыс. т, выработка извлекаемых запасов нефти - 88,1%', текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,379.

До конца проектного срока разработки (2099 г.) будет добыто 117,1 млн. т нефти, 289,1 млн. т жидкости, обводненность составит 94,0%, водонефтяной фактор - 1,47 т/т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,402.

В шестом варианте дополнительно к комплексу геолого-технических мероприятий, предусмотренных в предыдущих вариантах, намечается Постепенный возврат всех скважин пластов БС8 и БС9 на объект БС6+БС6¹ на участках, где контуры нефтеносности указанных пластов совпадают. Это, в основном, восточная часть объекта БС6+БС6¹, Возврат скважин намечается после 2010 года, когда по пластам БС8 и БС9 будет наблюдаться значительное количество скважин, выполнивших свое назначение по нижним пластам.

Значительное количество переведенных на объект БС6+БС6¹ скважин вскроют уже полностью обводненный пласт в пластах БС6 и БС6¹, поэтому при расчете технологических показателей шестого варианта принималось, что только 70% возвращенных скважин окажется целесообразным эксплуатировать некоторое время.

Наибольшая добыча нефти - 343,0 тыс.т ожидается в 2007 году, при этом отбор жидкости 1552 тыс.т/год, обводненность продукции скважин 77,9%, темп отбора запасов - 0,3, отбор извлекаемых запасов нефти - 88,1%,-текущий коэфициент нефтеизвлечения - 0,379. В связи с тем, что отличия в технологических показателях, по шестому варианту по сравнению с пятым наблюдаются только после 2010 года, перечисленные выше показатели периода максимальной добычи совпадают с соответствующими показателями предыдущего варианта. Однако этот вариант обладает более устойчивой добычей нефти после 2010 года и более высоким значением достигаемого коэффициента извлечения нефти.

5.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Запасы нефти и газа по месторождению утверждались дважды - в 1967 г. и в 1997 г. В соответствии с последним подсчетом запасов выделяются следующие нефтеносные горизонты: БС5, БС6, БС8, БС9, АС10-11, БС16-17, БС18, БС19-20, БС21-22. Позднее, ЦКЗ были утверждены запасы также по пласту АС9.

К группе с неблагоприятными для разработки параметрами отнесены: водоплавающие залежи горизонта АС9, АС10, АС11, с низкими удельными запасами, залежи горизонтов БС 16-22 с низкими фильтрационными свойствами коллекторов.

Залежи нефти пластов БС6+БС6¹ разрабатываются с 1968 года. По состоянию на 01.01.2002 г. в добывающем фонде скважин рисунок 5.2.1.числится 276 скважин, из которых 257 действующих, бездействующих 6, 13 в консервации , 55 скважин ликвидировано.



Рисунок 5.2.1.Фонд скважин по Правдинскому месторождению

Из 308 скважин нагнетательного фонда под закачкой находится 120 скважин, бездействует- 143, в освоении после бурения - 12, в отработке на нефть - 3. Переведено в пьезометрические и контрольные 8 скважин и ликвидировано 22 скважины, таблица.5.2.1.

Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и жидкости скважин представлено на рисунке 5.2.2

Распределение фонда скважин, перебывавших и находящихся в эксплуатации, по накопленной добыче нефти показало, что 50,4%

фонда скважин отобрали от 100 тыс.т до 500 тыс.т за весь период разработки. Такие показатели характеризуют достаточно полную выработку запасов в зоне дренирования этих скважин. Однако, процент скважин, отобравших менее 10 тыс.т также достаточно высок (19,2%).

Накопленное количество закачанной воды по 50,5% фонда, нагнетательных скважин превысило 1500 тыс.м^З рисунок 5.2.3.



Рисунок 5.2.2 Среднегодовой дебит по скважинам Правдинского месторождения

Таблица 5.2.1 Характеристика фонда скважинпласта БС6 по состоянию на 01.01.2002г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Кол-во скважин
Фонд добывающих	Пробурено Возвращено с других горизонтов Всего В том числе: Действующие Из них фонтанные ЭЦН ШГН бескомпрессорный газлифт внутрнскважинный газлифт Бездействующие В освоении после бурения Переведены под закачку Переведены: на другие горизонты Ликвидированные	276 257 235 22 6 55
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Переведены из добывающих Всего В том числе: Под закачкой Бездействующие В освоении после бурения В консервации В отработке на нефть Переведены на другие гори- зонты Ликвидированные Пьезометрические и контрольные	308 120 143 12 3 22 8

Рисунок 5.2.3 Распределение действующего фонда скважин по обводненности (% весовой)



Рисунок 5.2.4 Распределение фонда скважин, пребывавших и находящихся в эксплуатации по накопленной добыче нефти, тыс.т.

Таблица 5.2.2 Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, т/сут. по состоянию на 01.01.2002г. по пласту БС6

Интервал изменения, т/сут.	Количество скважин	% от общего количества
0-1	0	0,00
1-5	8	16,67
5-10	9	18,75
10-20	16	33,33
20-30	7	14,58
30-40	4	8,33
40-50	3	6,25
Свыше 50	1	2,08



Рисунок 5.2.5 Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости, м^З/сут.

Рисунок 5.2.6 Распределение фонда скважин, пребывавших и находящихся в эксплуатации по накопленной добыче жидкости, тыс.м^З



Рисунок 5.2.7 Распределение действующего фонда нагнетательных скважин по приемистости м^З/сут.

5.3 Анализ выработки запасов

В таблице 5.3.1 приведены технологические параметры нефтяных залежей продуктивных пластов, которые в значительной степени характеризуют стартовые условия для разработки отдельных залежей. В этой таблице дан такой важный геолого-физический параметр, как плотность начальных запасов нефти на гектар площади различных залежей нефти в продуктивных пласта, а также два взаимозависимых технологических параметра: плотность сетки скважин и удельные начальные запасы на одну скважину, причем учитывались и добывающие и нагнетательные скважины.

Таблица 5.3.1. Технологические параметры разработки нефтяной залежи пластов.

Пласт	Залежь	Плотность запасов на гектар площади, т/га	Плотность сетки скважин, га/скв	Удельные начальные запасы на скважину, т/скв
БС5	1	335,1
БС5	2	1361,8	29,3	39966
БС5	3	1380,8	34,5	47645
БС5	4	920,3	38,7	35666
БС5	в целом		31,7
БС6+БС61	1 блок	3021	69,8
БС6+БС61	2 блок	3699	49,0
БС6+БС61	3 блок	3979	44,4
БС6+БС61	4 блок	4118	37,5
БС6+БС61	5 блок	4166	39,6
БС6+БС61	6 блок	3628	40,8
БС6+БС61	7 блок	2130	63,2
БС6+БС61	8 блок	742	174,5
в целом		3348	49.2	164668
БС8	1	1110	34,4	38170
БС8	2	505	49,8	25172
БС8	3	459	14,4	89250
БС8	4	602
	в целом	914	42,7	39033
БС9	1	641	44,3	28387
БС9	2	391	85,6	27482
	в целом	516	54,1	28172

Bо всех продуктивных пластов Правдинского месторождения резко выделяется эксплутационный объект, состоящий из пластов БС₆+БС₆¹, по которому и удельные запасы на одну скважину максимальные. По остальным продуктивным пластам они, как правило, невелики, а в отдельных участках даже малы.

Наиболее крупная нефтяная залежь пластов БС₆+БС₆¹ разрабатывается при блоковой системе заводнения. Это позволяет разбить эту залежь на ряд отдельных блоков, изолированных друг от друга разрезающими рядами нагнетательных скважин. Всего выделено восемь отдельных блоков.

1 блок расположен на крайнем севере нефтяной залежи в пласте БС₆. На юге блока расположен разрезающий ряд нагнетательных скважин, а закачка воды с севера осуществлялась только через 3 скважины, и одна нагнетательная скважина осуществляла закачку с запада. Поэтому значительная часть блока фактически выработалась при односторонней закачке.

1 блок характеризуется наихудшей характеристикой вытеснения, ниже ее идет только характеристика вытеснения для 8 блока, но этот блок находится еще в ранней стадии разработки и по нему очень велика доля запасов категории С₂, то есть надежность запасов по 8 блоку низкая.

2 блок расположен между 1 и 2 разрезающими рядами нагнетательных скважин, в поздней стадии разработки он был дополнительно разрезан рядом нагнетательных скважин в поперечном направлении. С запада закачка воды не производилась, с востока закачка производилась в одну скважину.

Анализ разработки нефтяной залежи второго блока показывает, что в начальной стадии разработки, до окончания формирования разрезающего ряда нагнетательных скважин имелись объективные условия для активного перетока из второго блока в южном направлении, где в то время был сосредоточен основной отбор нефти. Фактический коэффициент извлечения нефти по блоку значительно меньше.

3 блок расположен между 2 и 3 разрезающим рядом нагнетательных скважин и является одним из наиболее значительных по запасам нефти. В отличие от предыдущих блоков по нему, после значительного обводнения добывающих скважин во внешних рядах, был осуществлен фактически перенос фронта нагнетания - было освоено под нагнетание 13 скважин из ранее добывающих во внешних рядах. Этот перенос нагнетания сопровождался уплотнением сетки скважин в зоне внутренних рядов добывающих скважин. Характеристика вытеснения показывает, что характеристика вытеснения для 3 блока идет выше всех остальных характеристик для других блоков.

4 блок расположен между 3 и 4 разрезающими рядами нагнетательных скважин, на востоке он отделен от 7 блока рядом поперечных нагнетательных скважин. В поздней стадии разработки 4 блок был дополнительно разрезан двумя поперечными рядами нагнетательных скважин.

Основная причина достигнутых высоких показателей разработки 4 блока - благоприятные геолого-физические условия на 4 блоке.

5 блок расположен между 4 и 5 разрезающими рядами нагнетательных скважин. В восточной части этот блок длительное время, до создания разрезающего ряда нагнетательных скважин, имел гидродинамическую связь с 7 блоком. В поздней стадии разработки 5 блок дополнительно был разрезан тремя поперечными рядами нагнетательных скважин.

Сравнительно не высокое значение нефтеотдачи по залежи нефти на 5 блоке при его хорошей геолого-физической характеристике объясняется, скорее всего, перетоком нефти из 5 и 4 блок, которые наблюдались до окончания формирования 4 блока разрезающего ряда нагнетательных скважин.

6 блок расположен на крайнем юге нефтяной залежи БС₆. С севера он ограничен 5 разрезающим рядом нагнетательных скважин, с остальных сторон - водонефтяным контуром и зоной замещения пласта БС₆ непроницаемыми породами. Со стороны водонефтяных контуров осуществлялась интенсивная закачка воды.

Характеристика вытеснения по 6 блоку расположена ниже характеристик вытеснения большинства остальных блоков эксплутационного объекта.

7 блок расположен на восточном положении 4 и5 блоков и отделён от них рядом нагнетательных скважин меридионального направления, с севера и на юга он ограничен водонефтяными контактами, а с востока - зоной замещения пласта БС₆ непроницаемыми породами. На востоке 7 блок разрезан рядом нагнетателя скважин меридионального направления.

Следует отметить, что геолого-физическое строение нефтяной залежи на 7 блоке довольно сложное, имеются значительные линии замещения пласта БС₆ не проницаемыми породами. Не смотря на неблагоприятные природные факторы и сравнительно редкую сетку скважин, значение полученные по расчетам нефтеотдачи является сравнительно высокими.

8 блок расположен на крайнем юго-востоке нефтяной залежи пласта БС₆ и ограничен с запада и севера зоной замещения пласта непроницаемыми породами, а с остальных сторон - водонефтяными контурами.

Причиной невысокой эффективности разработки 8 блока очевидна - низкая плотность запасов на гектар площади, отсутствие добывающих скважин на участках с малыми нефтенасыщенными толщинами.

Нефтяная залежь 8 блока находится на сравнительно ранней стадии разработки.

5.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Система разработки нефтяных залежей продуктивных пластов Правдинского месторождения сформировалась постепенно в результате составления последовательно 7 проектных технологических документов.

Все эти документы, кроме первого, составлены институтом Сиб-НИИНП. Последним проектным документом, который был утвержден в ЦКР Миннефтепрома, протокол № 1181 от 25 декабря 1985 г., была "Технологическая схема разработки пластов БС8 и БС9 Правдинского месторождения". В 1990 г была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Правдинского месторождения, она была утверждена геолого-техническим совещанием НГДУ "Правдинскнефть" 15 октября 1991 г, ней рассмотрена технология разработки всех продуктивных пластов месторождения и фактически в настоящее время она является основным действующим проектным документом для Правдинского месторождения.

По пластам БС5 и БС6 была сформирована блоковая система разработки. Нефтяные залежи были разрезаны рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. Расстояние между рядами нагнетательных скважин по пласту БС6 - 5 км, в каждом блоке было 5 рядов добывающих скважин, однако дополнительное бурение скважин привело к тому, что на некоторых участках фактически была создана семирядная система. Целый ряд блоков в поздней стадии разработки был разрезан на отдельные участки поперечными рядами нагнетательных скважин.

Поскольку по пластам БС5 и БС6 была значительной доля совместных добывающих скважин, можно считать, что в течение определенного периода разработки эти пласты являлись единым эксплуатационным объектом с раздельной закачкой. К настоящему времени, когда эксплуатация пласта БС5 прекращена, пласты БС5 и БС6 рассматриваются как самостоятельные эксуатационные объекты.

Применение описанной системы разработки продуктивных пластов Правдинского нефтяного месторождения себя полностью оправдало, в период выхода на максимум по продуктивным пластам Правдинского месторождения были достигнуты хорошие технологические показатели, главные из которых приведены в таблице 5.4.1.

Однако в настоящее время пласт БС6 находятся в завершающей стадии разработки, выработка запасов по нему достигла 80-85%. Динамика разработки представлена на рисунке 5.4.1.

Рисунок 5.4.1Динамика разработки Правдинского месторождения

Динамика фонда скважин по пласту БС6 характерна постоянным ростом вплоть до степени выработки пластов на 70-78%, после чего действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин стремительно уменьшается. Динамика по вводу и добыче по новым скважинам представлена на рисунке 5.4.2.

Стремительное сокращение фонда скважин привело к тому, что резко изменилась динамика постепенного уменьшения удельных запасов на одну действующую добывающую скважину, уменьшение сменилось резким ростом. Этот факт свидетельствует о невозможности полной выработки извлекаемых запасов нефти при существующей системе разработки обоих продуктивных пластов.

Таблица 5.4.1 Основные технологические показатели разработки основных нефтяных залежей Правдинского месторождения

Залежь	Мексимальный уровень добычи нефти, тыс.т	Год достижения максимальной, добычи	Максимальный темп отбора относительно извлекаемых запасов, %	Степень выработки извлекаемых запасов на 1.1.99 г, %	Обводненность на 1.1.99 г.,%	Коэффициент нефтеизвлечения на 1.1.99г.,%	Водонефтяной фактор	Величина остаточных извлекаемых запасов нефти на 1.1.2002 г.,тыс.т.
БС5	723,0	1984	8,7	79,7	98,3	0,255	1,616	1691
БС6	8523,6	1979	6,8	85,9	71,1	0,369	0,875	17660
БС8	723,1	1991	5,1	51,2	31,7	0,138	0,380	7006
БС9	280,0	1996	4,2	36,8	36,4	0,092	0,372	4219
Примечание: по пластам БС8 и БС9 учитываются запасы в неразбуренной части пластов

Обращает внимание то обстоятельство, что по всем пластам обводнение добываемой нефти наступило практически с самого начала разработки. На месторождениях Урало-Поволжья это характерно обычно лишь для нефтяных залежей с высокой вязкостью нефти. Видимо причина этого в низкой начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов. Наиболее благоприятная динамика обводнения добываемой нефти наблюдается по пласту БС6, который обладает наиболее высокой начальной нефтенасыщенностью - 0,68.

В связи с вступлением нефтяной залежи пласта БС6 в начале 90-х годов в стадию сильной обводненности добываемой нефти встала проблема эффективности осуществляемой в соответствии с технологическими документами системы разработки и системы заводнения этих пластов, так как новая стадия разработки требовала решения новых задач, о которых в предыдущих технологических документах даже не упоминалось. В первую очередь это касалось целесообразности продолжения эксплуатации сильно обводненных добывающих скважин.

В сложившихся рыночных отношениях экономическая целесообразность дальнейшей эксплуатации как высокообводненных залежей нефти и, особенно, отдельных скважин после достижения ими определенного предела как по обводненности, так и по дебитам нефти, является большой проблемой, которая еще ждет своего решения.

Как известно, за рентабельный срок эксплуатации нефтяной залежи принимается "период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности" (чистого дохода).Очевидно, что данный критерий допускает одновременную эксплуатацию объекта как скважинами, которые приносят доход предприятию, т. е, рентабельными, так и скважинами, убыточными для предприятия, т. е. нерентабельными. При этом убытки от эксплуатации нерентабельных скважин должны покрываться доходами от рентабельных скважин. Добыча нефти за период рентабельной эксплуатации объекта определяет величину коэффициента извлечения нефти.

Следовательно, доход от разработки залежи в целом в итоге складывается из доходов (или убытков) от эксплуатации отдельных скважин. Очевидно, что остановка убыточных скважин увеличит доход предприятия. Однако массовая остановка нерентабельных скважин создает массу проблем. Прежде всего уменьшается текущая добыча нефти. Но главное, массовая остановка добывающих скважин разрушает существующую систему разработки нефтяной залежи. С другой стороны, если своевременно не останавливать убыточные скважины, в конце концов поток наличности станет отрицательным в целом по залежам. Таким образом, существует определенное противоречие между экономической целесообразностью остановки сильно обводненных, достигших предела экономической рентабельности скважин, и сохранением определенной системы разработки нефтяной залежи, обеспечивающей проектный уровень добычи нефти и прогнозную нефтеотдачу пласта.

Начиная с 1996 г. по пласту БС6 Правдинского месторождения началась массовая остановка добывающих скважин, в результате которой были полностью расформированы системы разработки, при которых оба пласта разрабатывались длительное время.

Огромная нефтяная залежь пласта БСб еще содержит большие остаточные запасы нефти, но ее в настоящее время эксплуатируют всего 54 добывающие скважины, а закачка ведется по 7 нагнетательным скважинам. Оставшиеся в работе добывающие скважины можно объединить в несколько групп с небольшим числом скважин в каждой, а отдельные одинокие скважины дренируют небольшие, оставшиеся нефтенасыщенными пропластки. Стройная система разработки, существовавшая в течение всего периода эксплуатации нефтяной залежи пласта БС6, в 1996 г была полностью разрушена.

Массовая остановка высокообводненных скважин, осуществленная в основном в 1996 году, значительно повлияла на динамику технологических показателей пласта БС6 в последние годы.

Изменились технологические показатели по пласту БС6. В 1995 г. фонд добывающих скважин составлял 200 при среднем дебите по нефти 6,0 т/сут и обводненности 86,8%. В 1996г. фонд добывающих скважин составил 60, но средний дебит скважин по нефти возрос до 9,9 т/сут, а обводненность уменьшилась до 80,6%. В 1997 г в эксплуатации осталось 43 скважины со средним дебитом 17,3 т/сут и обводненностью 72,2%. Добыча нефти в 1995 году составила 424 тыс. т, а в 2002 г. составила 318 тыс. т, т. е. удалось сохранить сравнительно высокий уровень добычи нефти при значительном сокращении добычи воды с 2790 тыс. т в 1995г. до 825 тыс. т. в 2002 г. Фонд нагнетательных скважин уменьшился с 74 в 1995 г. до 11 в 2002г.

Осуществленная массовая остановка сильнообводненных добывающих скважин несомненно имела значительный экономический эффект. Резко сократились объемы добываемой воды, увеличился средний дебит по нефти, уменьшилась закачка воды в пласт, сократился фонд скважин, который необходимо обслуживать.

Разрушение блоковой системы заводнения, которая предусмотрена существующими проектными документами, не будет иметь отрицательных последствий, так как она уже перестала соответствовать наступившей стадии разработки обоих нефтяных залежей. В существующих условиях необходимо создать принципиально новую систему заводнения. По-видимому, она будет наиболее близка к очаговой системе заводнения.

Наиболее сложной проблемой является определение числа и размещения фонда добывающий скважин на остаточные запасы пласта БС6.

Для этого должны использоваться ныне действующие скважины и часть остановленного фонда скважин.

Решение об остановке добывающих скважин принималось, в основном, исходя только из экономической целесообразности продолжения их эксплуатации. При этом не учитывалась возможность оздоровления этих скважин с применением существующих технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, которые позволили бы

снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит скважины по нефти, что переведет эти скважины в категорию рентабельных. Совершенно очевидно, что эффект от подобных мероприятий возможен только на тех участках продуктивного пласта, на которых еще сохранились значительные остаточные запасы нефти. Поэтому, прежде всего, необходимо изучить распределение остаточных запасов нефти по площади и по объему продуктивного пласта.

Сложившаяся к настоящему времени система разработки нефтяной залежей пласта БС6 является малоэффективной, величина остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящаяся на одну действующую добывающую скважину, настолько велика, что их извлечение совершенно нереально. Поэтому увеличение действующего фонда скважин совершенно необходимо. Единственный путь увеличения фонда добывающих скважин - реконсервация хотя бы части их после проведения по ним комплекса работ до увеличению их продуктивности по нефти. Бурение новых скважин на основной части нефтяных залежей пласта БС6 является нецелесообразным.

Вступление залежей пласта БС6 в завершающую стадию разработки привело к тому, что осуществленные системы разработки по этим пласту уже перестали соответствовать изменившимся условиям и в 1996 г. были разрушены, поэтому, одной из основных задач настоящей работы является создание новых систем разработки по пласту БС6, наиболее соответствующих текущей стадии разработки.

5.5 Сопоставление фактических и проектных показателей

Последним утвержденным проектным документом по Правдинскому месторождению является «Технологическая схема разработки пласта БС6 Правдинского месторождения» 1985 года . Более поздний проектный документ «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Правдинского месторождения», но она утверждена только геолого-техническим совещанием НГДУ «Правдинскнефть».

В этой работе прогнозные показатели разработки рассчитаны по, находящимуся в промышленной эксплуатации пласту БС6. Разработка месторождения в настоящее время ведется в соответствии с рекомендациями данной работы. В связи с этим сопоставление фактических показателей разработки выполнено в сравнении с проектными показателями работы .

По эксплуатационному объекту БС6 фактическая годовая добыча нефти ниже проектной за период 1995-2002 г.г. на 16,1%-25,3% и состава в 2002 г. 273,5 тыс.т.

Годовая добыча жидкости была также ниже проектной за рассматриваемый период, и составила в 2002 г. 945 тыс.т

Обводненность продукции за рассматриваемый период ниже проектной на 6,7% - 22,2% и составила в 2002 году 71,1%.

Накопленная фактическая компенсация отбора жидкости закачкой равна практически проектной и на 1.01.2002 г. составила 125,1%.

Рисунок 5.4.2 Динамика по вводу и добыче по новым скважинам

Годовые отборы нефти и жидкости за период 1995-2002 г.г. ниже проектных в связи с тем, что фактический фонд действующих добывающих скважин значительно ниже проектного и составил в 1998 году 257 скважины вместо 415 по проекту, а фактический фонд нагнетательных скважин равен 120 скважинам вместо 177 по проекту. Средний дебит одной скважины по нефти выше проектного и составил в 2002 году 17,2 т/сут.

Основной причиной отставания фактических показателей разработки пласта БС6 от проектных является отключение большого количества добывающих скважин (малодебитных и высокообводненных) из-за нерентабельности их эксплуатации.

6. Экономическая часть

6.1 Обоснование значимости проблемы с экономической точки зрения

Месторождение находится на 3 -ей стадии падающей добычи нефти.

Текущему состоянию разработки месторождения характерно:

Падение добычи нефти .

Двукратное уменьшение действующего фонда.

Низкие дебиты нефти - 7,7 т/сут.

Незавершенность освоения системы заводнения.

Низкие темпы отборов (1,3% от НИЗ).

Значительный фонд (29%) высокообводненных скважин с обводнённостью более 80%.

Вовлечение в разработку запасов не в полном объёме (оценочно около 80% активных запасов).

Нерентабельность разработки.

При дальнейшем неизбежном падении добычи нефти, первостепенной задачей является сокращение темпов падения добычи нефти и снижение обводнённости продукции. Для стабилизации или увеличения отборов, улучшения процесса вытеснения и повышения рентабельности рекомендован комплекс геолого-технических мероприятий.

Вариант 1 (базовый) - разработка месторождения без применения каких-либо методов интенсификации добычи;

Вариант 2 (с учётом ГТМ) - предусматривает разработку месторождения с учётом намечаемого эффекта от мероприятий.

Предполагаемая программа мероприятий позволит добиться следующих результатов на месторождении в период до 2005 года.

Снижение себестоимости 1 т.н. на 8,5%-15,8%;

Сокращение убытков в 9,5 раз и увеличение чистого дисконтированного дохода предприятия на 320 млн.р.

Увеличение дополнительной добычи 1225 тыс.т.

6.2 Обоснование экономической эффективности

Методика расчёта.

Для обоснования экономической эффективности используется система показателей, принятых в международной практике:

Поток денежной наличности и чистая текущая стоимость. (ПДН и ЧТС).

Срок окупаемости инвестиций (Ток).

Коэффициент отдачи капитала (КОК).

Внутренняя норма рентабельности (Ен).

6.2.1 Определяем ПДН и ЧТС

Определяем объём выручки от реализации дополнительно добытой нефти за весь расчётный период по годам.

где: (6.1.)

Q - дополнительная добыча за счёт мероприятий., тыс.р.

Ц - цена 1 т. нефти. Руб.

Определение текущих затрат (на величину условно-переменных).

Затраты на:

энергию по извлечению нефти;

расходы по технической подготовке нефти;

расходы по воздействию на пласт;

дополнительная зарплата рабочих;

сбор и транспортировка нефти и газа;

содержание и эксплуатация оборудования.

Текущие затраты рассчитываются по формуле:

И = Идоп.доб.+Имеропр. где: (6.2.)

И меропр - затраты на проведение мероприятий., руб;

Идоп.доб. - затраты на дополнительную добычу., руб.

Идоп.доб. = Q*Иусл.пер. где: (6.3.)

Q - дополнительная добыча за счёт мероприятий. тыс.т.

Иусл.пер - условно-переменные т.е. зависят от объёма добываемой продукции.

Определяем капитальные затраты, то есть единовременные затраты на финансирование научно исследовательских разработок, создания основных фондов или приобретение оборудования.

Капитальные затраты рассчитываются по формуле:

К= Книокр+Коф+Ксмр где: (6.4)

Книокр- затраты по финансированию исследовательских разработок

Коф- затраты на создание основных фондов., млн.р.

Ксмр- затраты на строительные и монтажные работы., млн.р.

Налоговые платежи

Ним = h*2/100% где: (6.5)

h - остаточная стоимость имущества (оборудования). ,млн.р.

Ним - налог на имущество

h= Зс/с - Ам где: (6.6.)

Зс/с - затраты на себестоимость, млн.р.

Ам- амортизационные отчисления , млн.р.

Ам=Соф*Nа/100% где: (6.7)

Соф- стоимость основных фондов, млн.р.

Nа- норма амортизации

Рассчитываем объём прибыли, подлежащей налогообложению. Определяется как разность между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами с амортизационными отчислениями с учётом налогов, не входящих в себестоимость продукции.

Пр обл.нал.=Пр от реал. - Ним где: (6.8)

Пр обл.нал. - прибыль, подлежащая налогообложению, млн.р.

Пр от реал.- прибыль от реализации продукции, млн.р.

Пр от реал.= В-И-Ам (6.9)

Определяем поток денежной наличности, который отражает операции с расчётным счётом предприятия.

ПДН=Выр-И-К-Н где: (6.10)

ПДН- поток денежной наличности, млн.р.

- объём выручки от реализации, млн.р.

Выр = Q*Ц (6.11)

Накопленный поток денежной наличности определяется как сумма всех ПДН за расчётный период.

НПДН= где: (6.12)

ПДНt- поток денежной наличности, t- года, млн.р.

В связи с тем, что обычно инвестиционный проект осуществляется в течении более или менее длительного периода времени, соизмерение разновременных экономических показателей осуществляется путём дисконтирования. То есть приведения результатов и затрат к условиям первого расчётного года с учётом процента отдачи капитала.

где: (6.13)

t- текущий год

t_p- расчётный год, в качестве которого выбирается год, предшествующий технологическому эффекту

Ен- нормативный коэффициент приведения или норма дисконта. = 0,1

Именно эта величина нормы обеспечивает минимальный доход при минимальном риске на вложенный капитал.

С учётом коэффициента дисконтирования определяем дисконтированный поток наличности

ДПДНt=ПДНt* где: (6.14)

 - коэффициент дисконтирования

ПДНt- поток денежной наличности t-года, млн.р.

Накопление ежегодных значений дисконтированного потока денежных средств образует чистую текущую стоимость, которая рассчитывается следующим образом.

ЧТС=ДПДН где: (6.15)

ЧТС- чистая текущая стоимость

ДПДН- дисконтированный поток денежной наличности, млн.р.

6.2.2 Строим график изменение НПДН и ЧТС, которые позволяют получить следующие результаты

Определить срок окупаемости инвестиций, который равен точке пересечения графиков ПДН и ЧТС с осью ОХ (Ток)

Отразить динамику изменения НПДН к концу расчётного периода, представляет собой прирост денежных средств на расчётном счёте предприятия под проведение мероприятия.

ЧТС к концу расчетного периода показывает чистую выгоду вложения денег в производство, то есть прирост денежных средств минус банковский процент на капитал.

6.2.3 Производим анализ эффективности инвестиций

Определяется по сроку окупаемости. КОК определяется:

КОК=где: (6.16)

КОК-коэффициент отдачи капитала ,руб/руб.

ЧТСдохода=ЧТС проекта+ЧТСинвистиций.

Коэффициент отдачи капитала показывает какую сумму дохода позволяет получить данный проект с одного рубля вложенного капитала за расчётный период.

ЧТС и срок окупаемости являются критериями выбора оптимального варианта инвестирования мероприятий НТП.

6.2.4 Внутренняя норма рентабельности

Определяем внутреннюю норму рентабельности (Ен), которая представляет собой ту норму дисконта, при которой величина приведённых эффектов равна приведённым капитальным вложениям. Т.е. , ВНР является расчётной ставкой дисконтирования, при которой суммы притока и оттока денежных средств в течении цикла инвестиций дают в результате нулевое значение чистой текущей стоимости.

где: (6.17)

Рассчитав ВНР , можно сделать вывод, что предприятие может брать в кредит для инвестирования по ставке, чем (Ен). Данное мероприятие следует внедрять на предприятии с рентабельностью не менее значения Ен.

6.2.5 Анализ чувствительности проекта

Для оценки влияния основных внешних и внутренних факторов на формирование основных показателей экономической эффективности проекта проводим анализ чувствительности проекта, для этого анализируем изменение ЧТС по факторам:

Изменение добывных возможностей по скважинам

Изменение цены на нефть

Изменение текущих затрат.

Изменение капитальных затрат.

После чего строим графическую зависимость влияния этих факторов на ЧТС.

Этот график позволяет сделать вывод о том . какую степень риска имеет данный проект, и показать, может ли принести убытки проведение данного мероприятия при изменении основных факторов влияния на ЧТС.

...