Выработка остаточных запасов на Самотлорском месторождении объект АВ4-5 путем использования боковых стволов

Мероприятия по регулированию закачки воды (ВПП) и внедрению методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) должны выполняться комплексно и системно в пределах гидродинамически изолированных блоков объектов разработки.

Только решив проблему выравнивания фронта вытеснения по толщине разреза объекта, можно будет целенаправленно заниматься вопросами оптимизации режима работы фонда добывающих скважин в обводненных зонах.

Газлифтную эксплуатацию скважин Самотлорского месторождения в сложившихся условиях нельзя признать, во-первых, технически и экологически безопасной, во-вторых, из-за низкого КПД установок - энергетически, а с учетом больших расходов рабочего агента при подъеме высокообводненной продукции, экономически выгодной, в-третьих, в силу уменьшения диаметра эксплуатационных колонн и, соответственно, потери пропускной способности системы - технологически более эффективной, чем УЭЦН. Поэтому предлагается не выполнять реконструкцию газлифтной системы, но обеспечить ее работоспособность в течение 5 лет для перевода газлифтных скважин на эксплуатацию установками ЭЦН.

По состоянию на 1.01.2008 года 35 скважин объекта АВ4-5 (9,1%) - эксплуатируется с помощью ШГН. На Самотлорском месторождении существует тенденция увеличения доли насосов вставного исполнения, которая обусловлена политикой Компании в области увеличения наработки на отказ. Применение вставных ШГН позволяет также эффективнее производить текущие ремонты скважин без подъема подвески НКТ, сокращая при этом время и затраты на операцию.

В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей - гидратообразование. Для предупреждения осложнений применяются технические и технологические средства. Подробнее об этом - в п.п. 2.1 данной работы. [2]

2.3.3 Мероприятия по совершенствованию системы поддержания пластового давления

Система ППД построена на полное развитие месторождения и представлена низконапорными и высоконапорными водоводами. Состояние водоводов в связи с их физическим износом и старением металла стенок труб характеризуется как неудовлетворительное.

Пластовые воды Самотлорского месторождения, образующие коррозионную среду в промысловых трубопроводах, состоят из вод различных пластов, и усредненный показатель их агрессивности (Кх) составляет 1,84 (мм/год.). Согласно классификации, принятой в РД 39-0147323-339-89Р, они должны быть отнесены к коррозионным средам высокой агрессивности. Подтоварные воды, используемые в системе ППД, представляют собой также смесь пластовых вод, но их агрессивность может быть несколько выше за счет присутствия растворенного кислорода, попадающего в воду при отстое в РВС очистных сооружений. Следовательно, необходима реконструкция с заменой трубопроводов и использованием комплексных мер их зашиты от внутренней коррозии (стали улучшенных марок, внутреннее антикоррозионное покрытие, ингибирование, периодическая очистка от шламовых накоплений и др.).

Новые трубопроводы предлагается строить в едином коридоре инженерных коммуникаций, в котором помимо водоводов прокладываются нефтепроводы, линии ЛЭП, системы автоматики. Параллельно коридорам инженерных сетей строятся внутрипромысловые автодороги.

По результатам оценок, составленным с учетом технических характеристик труб и результатов эксплуатации сооруженных из них опытных участков трубопроводов, а также их стоимости, рекомендуется использовать при реконструкции и новом строительстве промысловых трубопроводов различного технологического назначения следующие трубы:

1. Строительство низконапорных водоводов.

1.1. Из стальных труб с двухсторонним силикатно-эмалевым покрытием (в старых коридорах коммуникаций); с наружным полиэтиленовым покрытием и с внутренним силикатно-эмалевым покрытием (в новых коридорах коммуникаций).

1.2. Из металлопластмассовых труб.

1.3. Из стеклопластиковых труб; стеклопластиковых труб, при условии прокладки в грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость, исключающую потерю несущей способности трубопроводов, смонтированных из стеклопластиковых труб.

1.4. Из труб высокопрочного чугуна с шаровидным, при условиях прокладки в минеральных грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость.

2. Строительство высоконапорных водоводов

2.1. Из бесшовных горячедеформированных труб повышенной коррозионной устойчивости. Сварку труб осуществлять по технологии, обеспечивающей повышенную надежность сварного шва и околошовной зоны (прогрев зоны шва, биметаллические кольца, втулки, протектор и т.п.).

В качестве наружного покрытия применять экструдированный полиэтилен заводского нанесения по ГОСТ Р 51164-98.

2.2. Из металло-пластмассовых труб.

2.3. Из стеклопластиковых (фиберглассовых) труб (при отсутствии в воде мехпримесей) при условии прокладки их в грунтах, имеющих высокую продольную устойчивость, исключающих потерю несущей способности трубопроводов, смонтированных из стеклопластиковых труб. [2]

2.3.4 Мероприятия по совершенствованию системы сбора и подготовки скважинной продукции

Самотлорское месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся падающей добычей жидкости и высокой обводненностью продукции скважин. В настоящее время обводненность нефти, поступающей на сборные пункты превысила 90%. С увеличением обводненности возросла коррозионная агрессивность добываемой жидкости и, как следствие, аварийность в системах сбора, транспорта нефти и газа, ППД. Это связано прежде всего с тем, что если раньше в скважинах и трубопроводах существовали эмульсионные структуры потоков типа вода в нефти, мало агрессивные в коррозионном отношении, то сейчас при обводненности свыше 90% по коммуникациям системы сбора движется трехфазный газожидкостный поток, в котором жидкая фаза представлена концентрированной нефтяной эмульсией и свободной водой, что приводит к более интенсивному разрушению металла трубопроводов и оборудования.

Продолжительный срок эксплуатации и связанный с этим, физический износ и моральное старение труб, а также отсутствие финансовых средств на капитальное строительство и ремонт, привели к низкой эксплуатационной надежности всех трубопроводных систем и росту их аварийности. Положение усугубляется присутствием в продукции скважин сероводорода и сульфидов железа. В нагнетательных скважинах и системе нефтесбора Самотлорского месторождения сероводород и сульфат- восстанавливающие бактерии были обнаружены еще 1977 году. Это явилось одной из основных причин микробиологической сероводородной коррозии труб и роста их аварийности. Кроме того, причиной роста аварийности трубопроводов явилось снижение уровня добычи, что привело к снижению скорости транспортируемой среды и образованию «застойных», тупиковых зон в пониженных местах трассы, где скорость локальной коррозии увеличивается до 3-4 мм/год.

Реконструкцией предусматривается частичная децентрализация промысловых объектов и оптимизация структуры сбора и транспорта нефти, позволяющая сократить среднюю протяженность наиболее длинных веток нефтесбора и высоконапорных водоводов с 12 до 7 км, максимальную с 25 до 10 км, что приведет к снижению энергетических затрат, уменьшению диаметров трубопроводов, металлоемкости и стоимости строительства. По сравнению с существующим положением будет достигнуто уменьшение диаметров и протяженности реконструируемых трубопроводов, что положительно отразится на их эксплуатационной надежности.

Реконструкцию существующих площадок предлагается выполнить в несколько этапов.

На первых этапах реконструкции предлагается произвести капитальный ремонт существующего оборудования в объеме, соответствующем показателям поступающей продукции, замену того оборудования, которое уже не подлежит восстановлению и демонтажные работы незадействованного оборудования для подготовки территории под инновационное обновление строительство объектов (техническое и технологическое перевооружение).

На последующих этапах осуществляется инновационная реконструкция технологических площадок на территории, освобожденной после демонтажа недействующего оборудования. При этом для строительства новых резервуаров предлагается использовать существующие основания. Этим достигается значительное сокращение территории и инженерных коммуникаций под новое строительство.

Согласно проведенному анализу состояния оборудования, трубопроводов, оснований существующих кустов требуется актирование технического освидетельствования и реконструкция: полное восстановление отработавших амортизационный срок замерных установок, водораспределительных гребенок, выкидных линий, нефтесборных сетей, высоконапорных водоводов, кабельных линий, а также площадок размещения оборудования и сооружений. Реконструкция существующих кустовых оснований заключается в рекультивации шламового амбара, дополнительной планировке площадки с созданием противофильтрационных экранов сброса и утилизации дренажных стоков.

Радикальным решением по повышению эксплуатационной надежности трубопроводных систем является полная их реконструкция путем замены существующих, подверженных коррозионному износу трубопроводов на новые из коррозионностойких сталей, с внутренним и наружным покрытием, а также применение неметаллических фиберглассовых, металлопластиковых, полимерно-металлических, полиэтиленовых труб. При этом следует учитывать, что пластмассовые трубы и покрытия, в т.ч. фиберглассовые, неустойчивы к абразивному износу. Наилучшим техническим решением в системах сбора и транспорта продукции, ППД является использование труб с двухслойным стеклоэмалевым покрытием. [2]

2.3.5 Технология плазменно-импульсного воздействия

В 2009 году на Самотлорском месторождении была опробована инновационная технология плазменно-импульсного воздействия с целью интенсификации добычи нефти. На сегодняшний день существует множество различных методов воздействия на продуктивные пласты с целью дополнительного извлечения углеводородов. Однако все они обладают существенным недостатком - узкая специализация при решении задач. Проводя исследования, удалось отойти от традиционных методов и найти решение с позиций нелинейных систем, к которым относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительно амплитудой. При использовании метода плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) происходит инициирование резонансных колебаний в продуктивных пластах с целью усиления миграции нефти в направлении добывающих скважин.

Достоинствами предлагаемой технологии являются экологическая чистота, простота и доступность, возможность применения при любой обводненности, безопасность и экономия затрат.

В основу технологии плазменно - импульсного воздействия (ПИВ) положено создание резонанса в продуктивных пластах. Ток высокого напряжения в 3 тыс. вольт подается на электроды, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве. Мгновенное расширение плазмы создаёт ударную волну, которая воздействует на твёрдый скелет пласта и вызывает ряд последовательных колебаний. В результате последовательные импульсы вызывают собственные колебания пластов на резонансных частотах. Таким образом, последующее охлаждение и сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия. За счет явления резонанса в продуктивном пласте, положительным дебитом откликаются расположенные рядом скважины. При этом, как правило, обводненность на всех скважинах значительно снижается. Кроме масштабного воздействия, создание плазмы позволяет решить и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Плазменно-импульсный генератор прошел опытно-промышленные испытания на месторождения со сложными терригенными, карбонатными коллекторами в России, Китае и Казахстане.

Применение плазменно-импульсного воздействия на Самотлорском месторождении является экономически обоснованной необходимостью за счет следующих факторов: дополнительной добычи нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта; добычи от дополнительно вовлеченных в разработку ранее не дренируемых запасов нефти; текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта; сокращением объема попутно-добываемой воды.

2.3.6 Проект «Бурение Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения»

В период 2004 - 2008 годы на предприятии был реализован Крупный Проект «Бурение Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения».

Реализация проекта прошла с опережением графиков строительства и бурения. В кратчайшие сроки были найдены и применены технологические решения в области охраны окружающей природной среды, бурении, строительстве, энергетике.

Усть-Вахская площадь открыта в 1988 году. Из-за отсутствия современных технологий по обустройству и бурению скважин приступить к освоению левобережной части Усть-Вахской площади приступить смогли только в 2004 году.

Усть-Вахская площадь является многопластовой с наличием пластов различной проницаемости.

Общие извлекаемые запасы составляют порядка 67 млн.т нефти. В процессе выполнения работ по проекту 52,5% извлекаемых запасов Усть-Ваха предполагается добывать с объекта АВ1(1-2) (т.н. «рябчик»). Другая часть запасов Усть-Вахской площади залегает в более глубоких водоплавающих пластах с повышенной проницаемостью (БВ8, БВ10). Их разработка ведется за счет бурения горизонтальных скважин. Этот вариант разработки дает максимальный коэффициент извлечения нефти и максимальный темп выработки запасов.

На сегодняшний день с момента разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения добыто 19,4 млн.тонн нефти. Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 34,5 млн. тонн.

Разработка месторождения проводится с учетом экологической безопасности и применения новых современных технологий:

· Применение безамбарной технологии бурения скважин;

· Строительство подводного перехода напорного нефтепровода через р. Вах методом наклонно-направленного бурения по типу «труба в трубе» с резервными нитками c контролем утечек в межтрубном пространстве;

· Сооружение экологически чистых кустовых оснований с покрытием откосов и обваловок изоляционным материалом (нетмотеплонит);

· Возведение насыпей кустовых оснований и подъездных дорог автовозкой с целью сокращения занимаемых земель и исключения попадания загрязненных вод в водоемы;

· Строительство трубопроводов из коррозионно-стойких труб с наружным и внутренним покрытием;

· Устройство на автомобильных дорогах мостов и водопропускных сооружений с целью исключения подтопления территории;

· Укрепление откосов земляного полотна автомобильных дорог геотекстилем для предотвращения его разрушения и уменьшения площади отвода земли для строительства;

· Строительство двухбатарейных кустов и бурение двумя буровыми установками одновременно.

Строительство экологически чистых кустов в незатапливаемом варианте (высота отсыпки 7 метров) с укреплением откосов геотекстилем, конусов ж/б плитами(рис).Наводнение 2007 года показало правильность выбранного при проектировании решения.

Все дороги на Усть-Вахской площади (левый берег р.Вах) с общей протяженностью 26,5 км возведены в незатапливаемом варианте- высота дорожной насыпи достигает 7метров, производится армирование затапливаемых откосов дорог прослойками из геотекстиля, поверх основного укрепления из геотекстиля предусмотрен посев трав с отсыпкой торфо-песчанной смесью 15см и посадкой деревьев.

Инженерная подготовка кустов скважин Усть-Вахской площади выполнена аналогично автодорогам в незатапливаемом варианте - высота насыпи кустов 7метров, откосы от размыва укрепляются гидроизоляционным материалом «Нетма-Теплонит». Угловые конусы откосов насыпи, попадающие в пойменное течение и подверженные размыву, дополнительно укрепляются бетонными плитами

Альтернативным вариантом сооружения подводного перехода нефтесбора и низконапорного явился метод наклонно-направленного бурения в исполнении «труба в трубе» с резервной ниткой. Работы по строительству перехода вела «Тюменская буровая компания». Участок нефтепровода в защитном кожухе, построенный методом наклонно-направленного бурения протяженностью 1290 метров. По аналогичной технологии построен низконапорный водовод КСП-9 - КНС-41.

Перевод с УЭЦН на струйный способ эксплуатации обусловлен слабым притоком в скважинах (низкие дебиты), экономически нецелесообразно эксплуатировать данные скважины электроцентробежными насосами.

В 2007 году на скважинах кустов Усть-Вахской площади ОАО «Самотлорнефтегаз» приступило к переводу скважин, оборудованных УЭЦН, на гидроструйный способ эксплуатации.

Преимущества гидроструйной эксплуатации:

· Высокая наработка скважин,

· Возможность спуска-подъёма струйного насоса гидравлическим способом для ревизии без бригады подземного ремонта,

· Надёжная эксплуатация в осложнённых условиях (высокий газовый фактор, большие глубины, высокие температуры, низкие дебиты, высокое содержание мехпримесей и т.д.),

· Возможность гибкого изменения режима работы скважины.

Лучшие технологии применялись при разработке Усть-Ваха с самого начала, включая трехмерную сейсмику, новые технологии бурения, создание гидродинамических моделей и применение уникального ноу-хау при прокладывании трубопровода под дном реки Вах.

Проект потребовал также строительства большой электрической подстанции закрытого исполнения - первой в своем роде в Сибири - и уникальных переходов воздушных линий электропередач через реку Вах. В ходе выполнения проекта используется технология добычи с так называемым «нулевым сбросом» отходов, что сводит к минимуму воздействие на окружающую среду.

Проект является уникальным, первый Крупный проект, который прошел все стадии, от «Выбора» до «Закрытия». Данный проект руководством компании признан успешным.

За пять лет добыча на Усть-Вахе составила более 6,345 миллионов тонн нефти, что потребовало инвестиций в размере более 450 миллионов долларов США. Сейчас площадь находится в третьей, последней стадии разработки и сможет дать еще около 14 миллионов тонн нефти. [4]

Основные выводы

· По состоянию на 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти составила 140,5 млн.т, что составляет 75% от НИЗ, при ВНФ равном 6,1 и текущем коэффициенте нефтеизвлечения - 0,403. Накопленная добыча жидкости - 996,3 млн.т, накопленная закачка - 1085,8 млн.м3;

· В 2007 году было добыто 744,9 тыс.т нефти, что выше проектного значения на 14,8 тыс.т. или 2%. Годовой темп отбора от НИЗ - 0,4%, от ТИЗ - 1,59%. Дебит нефти и обводненность по сравнению с предыдущим годом изменились не значительно (5,9 т/сут против 6,0 т/сут в 2006 году и 97,4% против 97,6% соответственно). Наибольшую озабоченность вызывают низкие темпы выработки остаточных запасов и как следствие значительная величина кратности запасов 63 года;

· В 2007 году в пласты объекта закачано 29,3 млн.м3 при отборе жидкости 29,1 млн.т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 447,5 м3/сут. Текущая компенсация за 2007 год составила 100,1%, накопленная компенсация - 102,6%;

· По состоянию на 1.01.2008 г. общий фонд объекта - 1132 скважины. Добывающий фонд - 838 скважин из них: действующих - 384, бездействующих - 236, в консервации - 42, наблюдательно-пьезометрических - 86, ликвидированы - 90 скважин. Нагнетательный фонд 294 скважины, из них: действующих - 181, бездействующих - 44, в консервации - 0, наблюдательно-пьезометрических - 3, ликвидировано - 66 скважин. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин - 2,1 : 1;

· Общий фонд неработающих нефтяных скважин на объекте АВ4-5 на 1.01.2008 г. составил 454 единицы. Все скважины, числящиеся по состоянию на 1.01.2008 г. в неработающем фонде, за всю историю разработки объекта АВ4-5 добыли 64,9 млн.т. нефти. Средняя величина накопленного отбора нефти на одну скважину неработающего фонда - 143 тыс.т.;

· В целом, состояние разработки объекта можно считать удовлетворительным.

· В процессе эксплуатации скважин Самотлорского месторождения с разной степенью интенсивности проявляются все известные виды осложнений. В большей степени на работу скважин рассматриваемого месторождения влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение АСПО, коррозия погружного внутрискважинного оборудования, в меньшей - гидратообразование.

За последние годы на месторождении сложилась критическая ситуация. Техническое состояние созданных на месторождении производственных фондов (вследствие длительной их эксплуатации) характеризуется как близкое к аварийному. Это связано с общим закономерным физическим износом и моральным старением оборудования.



3. ВЫРАБОТКА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОБЪЕКТ АВ4-5 ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

3.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов на Самотлорском месторождении

Самотлорское месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризуется падающей добычей и высокой обводненностью. Проблема извлечения остаточных запасов на завершающей стадии разработки углеводородных залежей с каждым годом приобретает все большую значимость на месторождении Самотлор. Оценка остаточных запасов представлена на рисуноке 3.1 [2]

Рисунок 3.1 - Соотношение остаточных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи по Самотлорскому месторождению

Оценка остаточных запасов на Самотлорском месторождении по объектам представлена на рисуноке 3.2.



Рис 3.2 - Оценка остаточных запасов на Самотлорском месторождении по объектам

3.2 Основные типы профилей скважин с боковыми стволами

Выбор профилей скважин является основой проектирования горизонтальных, боковых стволов. Их выбор зависит от принятой на предприятии системы разработки месторождения или отдельного объекта, а также геологических и технических условий для проведения буровых работ.

Существует несколько типов профилей, применяемых в СНГ и за рубежом. Основные критерии выбора профиля:

- форму профиля бокового ствола;

- радиус искривления при выходе на горизонталь;

- угол охвата резко искривленного участка.

Можно выделить три группы профилей боковых(горизонтальных) стволов (рисунок 3.3):

I - трехинтервальный профиль;

II, III - двухинтервальный профиль;

IV - четырехинтервальный профиль.

В практике бурения боковых стволов радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60 - 660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью бокового ствола задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола.

Рисунок 3.3 - Типы профилей: I - трехинтервальный; II, III - двухинтервальный; IV - четырехинтервальный; участки: 1 - набора зенитного угла; 2 - стабилизации; 3 - падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5 - горизонтальный

3.3 Выбор скважин-кандидатов для бурения боковых стволов

Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины -- все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. На сегодняшний день использованию боковых стволов уделяют особое внимание в связи с тем, что можно существенно повысить нефтеотдачу из загрязненных или же истощенных пластов, а также это один из лучших методов по вскрытию новых пластов, еще не вовлеченных в разработку, с наименьшими финансовыми вложениями.

Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или нецелесообразным. В старых скважинах бурение боковых стволов можно считать наилучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом. Бурение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство новых скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса. Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины. При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного контакта повышенной подвижности (под подвижностью понимается отношение проницаемости к вязкости. Относительно легкая сырая нефть обладает достаточно высокой вязкостью и, соответственно, имеет меньшую подвижность, чем пластовая вода).

Как правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса. Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.

В отложениях, склонных к выносу песка, бурение боковых стволов может исключить необходимость спуска дорогостоящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

Также одним из преимуществ использования боковых стволов является то, что условия для вскрытия многопластовых месторождений значительно улучшаются. Если пласты лежащие друг над другом имеют необходимую мощность для вскрытия их горизонтальными стволами, то целесообразно будет использовать бурение нескольких боковых стволов расположенных друг за другом и проведенных из одной скважины. В зависимости от интенсивности притока в каждом пласте, меняя протяженность вскрытия каждого из них, можно поддерживать на одном уровне удельную отдачу в каждом из пластов.

Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проектировании траектории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировть его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значительно увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов. Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины. Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещиноватых коллекторах. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах. Обычно горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины.

Однако в глубоко-залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут образоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнений. Оба типа залежей можно вскрывать горизонтальными скважинами. Для конкретных условий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол скважин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем случае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существовавшего в период осадконакопления. Другим решением могут быть многоствольные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

Еще одной областью применения горизонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений, где круто-падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или подпираться снизу водой. Одним из способов бурения в таких структурах является вскрытие сразу нескольких пластов одним горизонтальным стволом, размещаемым на безопасном расстоянии от газовой шапки и подпирающей воды. Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совместно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды хотя бы по одному из них отрицательно скажется на работе всех остальных. Более надежным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом.

При этом боковые стволы располагаются на безопасном расстоянии от контакта с газом или водой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добываемой продукции.

Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта.

3.4 Результаты проведения операций по зарезке боковых стволов на Самотлорском месторождении за 1998-2012 гг.

С середины 70-ых годов прошлого века на Самотлорском месторождении начаты работы по бурению вторых стволов на скважинах неработающего фонда. Целью этих мероприятий является регулирование выработки запасов в условиях, когда по причине аварийности или обводненности эксплуатация существующих скважин невозможна, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно велики.

За период разработки на объекте АВ4-5 проведено 57 операций. Данные об объемах мероприятий по пласту АВ4-5 на скважинах добывающего фонда недропользователей приведены в таблице 5 (см. приложения).

3.5 Анализ выработки остаточных запасов по пласту АВ4-5 Самотлорского месторождения путем использования горизонтальных стволов

В данной работе я провел анализ выработки остаточных запасов по пласту АВ4-5 на примере пяти скважин: № 12203, №14789, № 35411, № 35478, №61393. По району скважины № 12203 был проведен подсчет запасов, которые были оценены в 49,3 тыс.т. Карта остаточных запасов на момент оценки представлена на рисунке 3.7. Рассмотрим результаты операций по каждой скважине.

Анализ работы скважины.

В январе 1981 г. скважина была введена в работу на пласт БВ10(1-2) с 0 % обводненности и дебитом нефти 188,72 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в феврале 1981 г. - 228,14 т/сут. В августе 2005 г. скважина с дебитом жидкости 177,3 т/сут, из которых нефти - 0,1 т/сут, и обводненностью 99,9 % была остановлена. В октябре этого же года скважина была переведена на вышележащий пласт БВ8(0) и начала работу с дебитом нефти 28,3 т/сут и обводненностью 16,6 %. В июле 2008 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 1 т/сут и обводненностью 98 %. Скважина № 12203 выбрана как кандидат под зарезку.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В сентябре 2010 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ - бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 22,1 т/сут, обводненность 11,7%. В январе 2011 г. скважина с дебитом 5,3 т/сут и обводненностью 33% была остановлена. В феврале проведен гидроразрыв пласта (ГРП) и смена насоса, после чего скважина начала работу с дебитом 26,7 т/сут (максимальный дебит после зарезки горизонтального ствола) и обводненностью 41,4 %. На рисунке 3.4 представлен график показателей скважины.

Рисунок 3.4 - График показателей скважины № 12203 после зарезки горизонтального ствола

Дебит нефти постепенно падал, в ноябре 2011 г. он составил 6,7 т/сут, обводненность - 89,5 %, произошла очередная смена насоса. Через два месяца обводненность резко возросла и в январе 2012 г. скважина была остановлена. На сегодняшний день скважина № 12203 остановлена, после зарезки горизонтального ствола проработала 17 месяцев, накопленная добыча за этот период составила 4940 т нефти.

Конструкция скважины.

Глубина скважины 2306 м. Забой скважины находится на глубине 2200 м. Диаметр обсадной колонны 168 мм. Интервал вырезки окна 1546-1549 м. Интервал бурения второго ствола 1549-2200м. Длина горизонтального участка 245,6 м. Диаметр второго ствола 142 мм. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1955м. Темп набора кривизны: в интервалах: 1564-1582 - 10,2 гр/30м; 1690-1720 - 10,97 гр/30м; 1862 - 10,42 гр/30м. Интервал установки хвостовика 1396-2190 м, в том числе фильтровая часть в интервале 1955-2190 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом.

Выводы

Данная скважина оценивается как относительно успешная. На сегодняшний день скважина № 12203 остановлена, после зарезки горизонтального ствола проработала 17 месяцев, накопленная добыча за этот период составила 4940 т нефти.

Скважина № 14789, куст № 1815

Анализ работы скважины

В мае 1985 г. скважина была введена в работу на пласты: АВ2-3 с обводненностью 5,8% и дебитом нефти 18,7 т/сут; и АВ4-5 с обводненностью 5,8 % и дебитом нефти 42,6. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в январе 1986 г.: АВ2-3 - 18,97 т/сут, АВ4-5 - 43,2 т/сут. В июне 2002 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 0,7 т/сут (АВ2-3) и 1,6 т/сут (АВ4-5) и обводненностью 98,5 %. В июле 2004 г. скважина была переведена под нагнетание на пласт АВ2-3 . В октябре 2008 г. скважина была остановлена. Скважина № 14789 выбрана как кандидат под зарезку.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В декабре 2010 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ - зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 102,7 т/сут, обводненность 29,8 %. На сегодняшний день скважина № 14789 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 16,6 т/сут, обводненность - 94,5 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 21340 т. На рисунке 3.5 представлен график показателей скважины.



Рисунок 3.5 - График показателей скважины № 14789 после зарезки горизонтального ствола

Конструкция скважины

Глубина скважины 1914 м. Текущий забой на глубине 1633,2 м (от 10.10.2008 г.). Диаметр обсадной колонны 168 мм. Интервал вырезки окна 1631-1634 м. Горизонтальный участок 250 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1652 м. Фильтровая часть установлена в интервале 2042,4-2244,8 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом.

Выводы

Данная скважина оценивается как успешная. На сегодняшний день скважина № 14789 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 16,6 т/сут, обводненность - 94,5 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 21340 т.

Скважина № 35411, куст № 2176

Анализ работы скважины

В декабре 1990 г. скважина была введена в работу на пласт АВ4-5 с обводненностью 30,9 % и дебитом нефти 42,4 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в марте 1991 г. - 55,5 т/сут. В июне 2008 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 4,3 т/сут и обводненностью 99,4 %. Скважина № 35411 выбрана как кандидат под зарезку.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В январе 2011 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ - зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 99,7 т/сут, обводненность 7,1 %. В ноябре 2011 г. дебит нефти составил 20 т/сут, обводненность - 93,1 %. На скважине произошла смена насоса на больший типоразмер. На сегодняшний день скважина № 35411 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 15,8 т/сут, обводненность - 96,2 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 14775 т. На рисунке 3.6 представлен график показателей скважины.

Рисунок 3.6 - График показателей скважины № 35411 после зарезки горизонтального ствола

Конструкция скважины.

Глубина скважины 1816 м. Текущий забой на глубине 1492 м (от 28.10.2008 г.).Диаметр обсадной колонны 168 мм. Горизонтальный участок 219,8 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1649,5 м. Горизонтальный ствол на данной скважине был забурен с пилотом.

Выводы

Данная скважина оценивается как успешная. На сегодняшний день скважина № 35411 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 15,8 т/сут, обводненность - 96,2 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 14775 т.

Скважина № 35478, куст № 1815А

Анализ работы скважины

В июне 1985 г. скважина была введена в работу на пласт АВ4-5 с обводненностью 84,1 % и дебитом нефти 73,4 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в июле 1985 г. - 80,9 т/сут. В апреле 2004 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 1,5 т/сут и обводненностью 98,7 %. В сентябре 2004 г. скважина была переведена на пласт АВ2-3 под нагнетание. Скважина № 35478 выбрана как кандидат под зарезку.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. В июле 2011 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ - зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 53,7 т/сут, обводненность 38,8 %. В декабре 2011 г. на скважине была проведена оптимизация. На сегодняшний день скважина № 35478 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 10 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 18,9 т/сут, обводненность - 95,8 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 8346 т. На рисунке 3.7 представлен график показателей скважины.

Рисунок 3.7 - График показателей скважины № 35478 после зарезки горизонтального ствола

Конструкция скважины.

Глубина скважины 1806 м. Текущий забой на глубине 1530 м (от 01.06.2009 г.). Диаметр обсадной колонны 168 мм. Интервал вырезки окна 1525-1528 м. Горизонтальный участок 250,6 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр.

Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1671,2 м. Фильтровая часть установлена в интервале 1857,8-2099,8 м.

Выводы

Данная скважина оценивается как успешная. На сегодняшний день скважина № 35478 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 10 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 18,9 т/сут, обводненность - 95,8 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 8346 т.

Скважина № 61393, куст № 2176

Анализ работы скважины

В сентябре 1992 г. скважина была введена в работу на пласт АВ4-5 с обводненностью 66,5% и дебитом нефти 29,2 т/сут. Максимальный дебит нефти был зарегистрирован в декабре 1992 г. - 32,9 т/сут. В сентябре 2009 г. скважина была остановлена с дебитом нефти 3,4 т/сут и обводненностью 99 %. Скважина № 61393 выбрана как кандидат под зарезку.

Зарезке бокового горизонтального ствола предшествует детальное изучение района скважины. На участке скважины № 61393 был произведен подсчет запасов, который представлен в таблице № 6 (см. приложения). В ноябре 2011 г. на скважине проведены геолого-технические мероприятия (ГТМ). Вид ГТМ - зарезка бокового горизонтального ствола. Дебит нефти составил 45,6 т/сут, обводненность 47,5 %. На сегодняшний день скважина № 61393 находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 6 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 14,6 т/сут, обводненность - 80,8 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 3751 т. На рисунке 3.8 представлен график показателей скважины.



Рисунок 3.8 - График показателей скважины № 61393 после зарезки горизонтального ствола

Конструкция скважины.

Глубина скважины 2204 м. Текущий забой на глубине 1555,8 м (от 27.09.2009 г.). Пластовое давление пл. АВ4-5 - 151 атм. (от 29.09.09 г.). Газовый фактор 59 м3/т. Диаметр обсадной колонны 168 мм. Горизонтальный участок 249,5 м. Хвостовик диаметром 102 мм. Фильтр с отверстиями 10-12 мм и плотностью 10 отв. на 1 погонный метр. Точка входа в пласт АВ 4-5 на глубине 1664,3 м.

Выводы

Данная скважина оценивается как успешная. На сегодняшний день скважина № 61393 остановлена. После зарезки горизонтального ствола проработала 6 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 14,6 т/сут, обводненность - 80,8 %, накопленная добыча нефти после зарезки горизонтального ствола составила 3751 т.

Карты текущего состояния, схемы корреляции и диаграммы скважин представлены в приложениях.

Выводы и рекомендации

В данной работе я рассматривал 5 скважин: № 12203, № 14789, № 35411, № 35478 и № 61393. Исходя из проведенного анализа, можно сделать вывод, что наиболее успешной является скважина № 14789.

Ее накопленная добыча за 16 месяцев составила 21340 т. Данная скважина на сегодняшний день находится в работе. После зарезки горизонтального ствола проработала 16 месяцев. Показатели ее работы на март 2012 г.: дебит нефти - 16,6 т/сут, обводненность - 94,5 %. Прирост после зарезки горизонтальных стволов по пяти рассматриваемым скважинам составил 53152 т. за период с декабря 2010 по март 2012 года. Данные по скважинам приведены в таблице № 8 (см. приложения). Исходя из анализа работы скважины № 12203, на которой был проведен ГРП, можно порекомендовать проведение данного ГТМ на остальных скважинах при снижении их дебита.



4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Исходные данные для расчета

Увеличение выработки запасов нефти, за счет бурения боковых стволов на объекте АВ 4-5 Самотлорского месторождения, относится к ГТМ. Такие ГТМ как зарезка вторых боковых стволов, ГРП, оптимизация скважинного оборудования, являются одними из эффективных методов повышения продуктивности скважин, они характеризуются:

* дополнительной добычей за счет повышения нефтеотдачи пластов, т.е. добычей от вовлеченных в разработку слабо дренируемых запасов нефти;

* текущей дополнительной добычей нефти;

* сокращением объема попутно добываемой воды.

Целью данного раздела является определение экономической эффективности проведения ЗБС по скважинам объекта АВ4-5 Самотлорского месторождения.

В зависимости от производственно-технологического назначения скважин, натуральным показателем эффекта от внедрения данного метода служит рост дебита. Конечным результатом проведения мероприятия является извлечение дополнительной нефти за анализируемый период времени.

Исходные данные, необходимые для расчета, взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости. Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры. Расчетный период - 4 года.

Исходные данные для проведения расчета экономической эффективности проведения мероприятий представлены в таблице 9 (см. приложения).



4.2 Экономическое обоснование предложенного мероприятия

Прирост потока денежной наличности за расчетный период показывает, сколько дополнительных денежных средств накопится на расчетном счете предприятия от реализации технико-технологической инновации.

Прирост потока денежной наличности за каждый год расчетного периода (ПДНt) рассчитывается по следующей формуле:

ПДНt = Вt - Иt - Кt - Нt (4.1)

где Кt, - капитальные затраты на проведение инновации в t-м году, руб.;

Вt - прирост выручки от реализации дополнительной продукции, полученной в результате инновации в t-м году;

Иt - прирост текущих затрат (без учета амортизации), связанных с проведением инновационных работ;

Нt, - прирост налоговых выплат в t-м году.

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти (Вt) рассчитывается по формуле:

?B(Q)t= ?Qt Ч Цt (4.2)

где Цt - цена предприятия на нефть (газ) без налога на добавленную стоимость;

Q2014 - 143993 тонн (согласно документации планово-экономического отдела)

?B(Q)2014 = 143993 Ч 11200 = 1612,7 млн.руб.

Дополнительные текущие затраты по проектному решению рассчитываются по формуле:

?Иt = Идt + Имt (4.3)

где Идt - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.;

Имt -- текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия (стоимость текущего или капитального ремонта скважин и т.д.), тыс.руб.

Идt = ?Qt Ч У= ? Qt Ч с/с Ч dпер (4.4)

где ?Qt - дополнительное извлечение нефти в t-ом году, тыс.т,

У - удельные условно-переменные затраты, тыс.руб./т.

Ид2014 = 143993 Ч 8200 Ч 0,72 = 850,1 млн.руб.

?И2014 = 850,1 + 125 = 975,1 млн.руб.

Расчёт прироста налога на прибыль находится по формуле:

(4.5)

где ?Прt - прирост прибыли от реализации продукции в результате проведения проектных мероприятий в t-м году, тыс.руб.,

Nпр - ставка налога на прибыль, % (в соответствии с налоговым кодексом равная 20%).

?Прt = ?Вt - ?Иt - ?Аt (4.6)

где ?Аt - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t-м году, тыс.руб.

Капитальные затраты при внедрении КГП отсутствуют. Так как отсутствуют капитальные затраты , амортизационные отчисления также не рассчитываются.

?Пр2014 = 1612,7 - 975,1 - 0 = 637,6 млн.руб.

?Нпр2014 = 637,6 Ч 20/100 = 127,5 млн.руб.

Тогда прирост потока денежной наличности будет равен: Кt=0; ?Ни=0

?ПДН2014 = 1612,7 - 975,1 - 0 - 127,5 = 510,1 млн.руб.

Прирост накопленного потока денежной наличности (?НПДН) определяется за все годы расчётного периода:

(4.7)

где t - текущий год;

Т - расчётный период по проекту, лет;

?ПДНt - прирост потока денежной наличности в t-м году, тыс.руб.

?НПДН2014 = 510,1 млн.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, их необходимо привести к одному моменту времени, а именно, к расчетному году (tр). За расчетный год принимается год, предшествующий началу получения технологического эффекта от проводимых мероприятий. Приведение (дисконтирование) осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (t), который определяется для каждого года расчетного периода по следующей формуле:

t=1/(1+Нд)t,

где Нд - норма дисконта, 15 %.

Коэффициент дисконтирования по истечении первого года равен 1 = 0,96.

К расчетному году приводится прирост потока денежной наличности за каждый год расчетного периода:

ДПДНt = ПДНt Чt (4.8)

где ДПДНt - прирост дисконтированный (приведенный) поток денежной наличности, млн. руб.

ДПДН2014 = 510,1 Ч 0,96 = 491,6 млн.руб.

Накопленный за весь расчетный период дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС), характеризующую реальный (чистый) доход с учетом фактора времени:

ЧТС = ДПДНt. (4.9)

Относительно первого года ЧТС = ДПДН, ЧТС2014 = 491,6 млн.руб.

На рисунке 4.1 графически отображена динамика накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости. Аналогично рассчитаны показатели и на остальные периоды.

Рисунок 4.1 - График накопленной денежной наличности и чистой текущей стоимости

4.3 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными и рыночными факторами, то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта. Анализ чувствительности проекта инновационной деятельности производится с помощью диаграммы чувствительности проекта к риску. Для построения диаграммы чувствительности проекта к риску необходимо выбрать интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

Таблица изменения диапазонов:

добыча	-30%; +30%
цены на нефть	-10%; +20%
текущие затраты	-10%; +30%
налоги	-20%; +20%

Для каждого фактора определяем зависимость чистой текущей стоимости: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (З); ЧТС (Н). Расчеты производим по вышеизложенной методике.

Результаты расчетов ЧТС при изменении факторов сведем в таблицу и построим диаграмму чувствительности проекта к риску (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 - Диаграмма чувствительности проекта к риску

...