Мероприятия по повышению продуктивности разработки Орьебашского месторождения

Барсуковское месторождение относится ко второй группе залежи для которых характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию. На построенных универсальных характеристиках добычи и обводненности по скважинам пласта ПК19-20 видно, что обводненность продукции начинала расти с момента ввода скважин в эксплуатацию и составляла порядка 10%. Благодаря своевременному проведению геолого-технических мероприятий на многих скважинах удалось не допустить резкого увеличения содержания воды в продукции скважин.

Почти на всех скважинах с начала разработки участка наблюдаются резкие изменения дебитов по нефти и по жидкости. В процессе эксплуатации скважин вследствие ряда факторов происходит засорение ПЗС парафинами, мех. частичками, дебиты падают, а после промывки и обработки забоев наблюдается улучшение фильтрационных характеристик коллектора и дебиты соответственно вырастают. Этим и объясняется скачкообразное поведение кривых дебита по нефти и жидкости, представленных на диаграммах.

Распределение по отдельным объектам разработки геологических, извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата.

По характеру насыщения залежи относятся к нефтяным, нефтегазовым, водонефтегазовым, водонефтяным.

Основные извлекаемые запасы нефти и растворенного газа сосредоточены на объектах ПК19-20 (54 и 41 % соответственно), БС12-БС14 (17 и 22 % соответственно). Основная доля газа газовых шапок находится на объектах ПК17-ПК18 - 37 %, БС8 - 28 % и ПК19-20 - 17 %. В пласте БС9 сосредоточено 50 % запасов свободного газа. Основные запасы конденсата содержит объект разработки БС8, на долю которого приходится 47 % геологических запасов, 18 % находится в пласте БС9.

2.5 Анализ эффективности реализуемой системой разработки

Залежь пласта ПК19-20 является самой крупной по запасам на Барсуковском месторождении. Пласт по углеводородному составу является нефтегазоконденсатной.

По запасам нефти, растворенного газа, а также суммарной и текущей добыче нефти объект является основным на месторождении.

Начальные геологические запасы нефти объекта, числящиеся на балансе, составляют 48,3 % от геологических запасов месторождения, извлекаемые 56,5 % от извлекаемых запасов месторождения. Проектное значение коэффициента нефтеизвлечения равно 0,388.

Извлекаемые запасы растворенного газа объекта составляют 44 % от запасов месторождения, запасы газа газовой шапки (геологические) - 17 % от запасов месторождения, конденсата (геологические) - 5 % (таблица П.3.2.4-5).

На рисунке 3.3.10 представлены карты накопленных отборов нефти и газа на картах начальных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин пласта ПК19-20. В графическом приложении П.3.9 представлены карты начальных нефтенасыщенных толщин и накопленных отборов на 01.01.2019 г.

гидродинамический коллектор геологический месторождение

Рис. 5 - Карта накопленных отборов нефти и газа на начальных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщинах пласта ПК19-20

По действующему проектному документу на объекте реализована квадратная система размещения скважин, с расстоянием между точками 250Ч250 м. Плотность сетки скважин (приведенная) - 5,9 га/скв. Система заводнения - семирядная блочно-квадратная. Предполагается отбор газа газовой шапки нефтяным фондом совместно с нефтью в зоне совместного залегания газовой шапки и нефтяной оторочки.

Общий проектный фонд составляет 628 скважин, в том числе 420 добывающих и 178 нагнетательных, 6 - контрольных и 24 - ликвидированных (таблица П.3.2.6). Активный ввод залежи в работу проводился 1989-1994 гг. с темпом ввода скважин 89-235 штук ежегодно.

Перебывавший в работе на объекте ПК19-20 фонд скважин составляет 872 единицы, в том числе в добыче - 803 и под закачкой - 271. Всего выведено из фонда на другие объекты разработки 336 скважин или 39 % фонда.

Фонд на 01.01.2019 состоит из 536 скважин (или 86 % от проектного фонда, или 53 % от фонда месторождения), в том числе 318 скважина нефтяного, 174 нагнетательного и 17 скважины контрольного фонда. Остальные 27 скважины ликвидированы (табличное приложение П.3.2.6). Характеристика фонда скважин объекта ПК19-20 представлена в табличном приложении П.3.2.1-2.

Добывающий нефтяной фонд (349 скважина) включает в себя 163 действующих скважин, 23 - бездействующих, 132 в консервации, 13 в ожидании ликвидации, 18 - ликвидированных. 18 % пробуренных скважин вскрыли пласты нескольких объектов разработки.

В разработку вовлечена вся залежь, кроме приконтурной зоны, расположенной на северо-востоке залежи. В разработку вовлечено 86 % площади объекта, которая содержит 98 % утверждаемых запасов нефти. Плотность сетки скважин, перебывавших в эксплуатации, составляет 7,1·104 и 8,2·104 м2/скв. соответственно от вовлеченной и общей площади объекта. Проектная плотность сетки равна 5,9·104 м2/скв.

Пласт введен в эксплуатацию в 1988 г. В работу скважины вступали со средней обводненностью 18 % (рисунок 3.3.13).

В период активного освоения залежи (1989-1994 гг.) средний темп отбора ТИЗ составил 3,2 %. Максимальная годовая добыча нефти была получена в 1994 г. и составила 2656 тыс. т. До 1999 г. на залежи продолжается ввод скважин, но низкими темпами - до 10 скв./год. При этом сохраняется высокий темп отбора ТИЗ - в среднем 5,5 %. Действующий фонд достигает максимального значения - 604 скважин в 2001 г. К этому времени добыто 47 % утверждаемых извлекаемых запасов.

На второй год работы залежи (1989 г.) было начато формирование системы поддержания пластового давления. В 1993 г. текущая компенсация отборов закачкой составляла 319 %, накопленная - 207 %. В 2018 г. добыча нефти составила 307 тыс. т или 12 % от максимального уровня 1994 г., жидкости 9974 тыс.т, закачано воды 12836 тыс.м3. В графическом приложении П.3.10 представлены карты остаточных нефтенасыщенных толщин и текущих отборов на 01.01.2019 г.

Рис. 6 - Динамика основных технологических показателей разработки объекта ПК19-20

Накопленный отбор по объекту в целом составляет 45,792 млн.т нефти (или 84 % от добычи месторождения - таблица П.3.2.4) и 267,505 млн. т жидкости или 80 % от добычи месторождения. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти равен 78,1 %, текущий КИН 0,303 доли ед. Закачано всего 413,024 млн.м3 при текущей и накопленной компенсации 129 и 149 соответственно. Динамика основных технологических показателей разработки объекта ПК19-20 представлена в табличном приложении П.3.2.1-2.

Средний отбор нефти на одну скважину, перебывавшую в эксплуатации, составляет 56,3 тыс.т при среднем показателе по месторождению 46,9 тыс.т/скв.

Рассмотренный объект разработки является основным на месторождении, как по запасам, так и по добыче, и имеет лучшие характеристики вытеснения по сравнению с остальными объектами (рисунок 3.2.7), что обусловлено относительно благоприятным геологическим строением продуктивной залежи и высокой степенью освоенности запасов этого пласта сеткой скважин.

На рисунке 7 приведено сопоставление характеристик вытеснения нефти Барсуковского месторождения и месторождений-аналогов.

Как видно из рисунка, относительно благоприятные условия разработки сложились на пласте ПК19-20, причиной этого является практически сформированная система разработки на пласте Барсуковского месторождения (пласт ПК19 Комсомольского месторождения разрабатывается только в центральной его части, при этом имея гораздо лучшие фильтрационные свойства коллекторов: проницаемость 0,338-0,415 мкм2 против 0,152 мкм2).

Распределение скважин по накопленным отборам нефти показывает, что большая часть скважин (27%) отобрала 20-50 тыс.т, 50-100 тыс.т отобрало 22% перебывавших в добыче скважин. Это подтверждается тем, что залежь находилась длительное время в работе и имеет лучшую геолого-физическую характеристику по сравнению с другими объектами (рисунок 8).



Рис. 7 - Сопоставление характеристик вытеснения нефти объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения с месторождениями-аналогами

Рис. 8 - Распределение фонда скважин объекта ПК19-20 по накопленному отбору нефти

Действующий добывающий фонд скважин характеризуется средним дебитом нефти и жидкости, соответственно, 6,7 и 217,2 т/сут. Основная часть скважин (около 79,8 % фонда) работает с дебитами нефти не более 10 т/сут, в том числе до 5 т/сут - 45,4 % скважин (рисунок 9). С дебитами выше 15 т/сут работает всего 9,2 % действующего фонда.

Небольшая часть действующего фонда (29,4 % скважин) работает с дебитами жидкости от 100 до 200 т/сут. 19 % скважин имеют дебит от 30-100 т/сут (рисунок 3.3.14). Остальной фонд по интервалам дебита нефти и жидкости распределен почти равномерно.

Это свидетельствует о том, что нефтенасыщенные толщины по площади распределены равномерно и скважины расположены в зонах с высокопродуктивными толщинами.

Следует отметить, что объект характеризуется высокой обводненностью продукции.

Рис. 9 - Распределение действующего фонда скважин объекта ПК19-20 по дебитам нефти и жидкости

С обводненностью выше 80 % работает на текущий момент почти весь фонд - 96,9 % действующих скважин, причем более 95 % воды содержится в продукции 79,1 % фонда (рисунок 3.3.15). Основная часть перебывавших в работе скважин (89 %) имеет накопленный водо-нефтяной фактор менее 8, менее 2 - у 44,4 % фонда скважин при среднем значении ВНФ по объекту 4,8. Текущее значение ВНФ равно 31,5 т.е. наблюдается увеличение объемов добычи воды в последние годы.

Рис. 9 - Распределение фонда скважин объекта ПК19-20 по обводненности добываемой продукции и ВНФ

84% от всей добычи нефти добыто из скважин с обводненностью продукции более 95 %. 22 % всей добычи объекта получено из скважин (26 скважины), нерентабельных по обводненности (более 98 % воды).

Наибольший отбор суммарной нефти на одну скважину (90,6-119 тыс.т/скв) приходится на интервалы обводненности 80-95, 95-98 и более 98 %, а суточный отбор нефти на одну скважину (15,2 т/сут) - на интервалы обводненности 60-80 %.

На рисунке 10 приведено распределение нагнетательного фонда скважин по приемистости и накопленной закачке.

Рис. 10 - Распределение нагнетательного фонда скважин объекта ПК19-20 по приемистости и накопленной закачке

Как видно из рисунка, приемистость скважин более 200 м3/сут на объекте ПК19-20 имеет 71 % нагнетательных скважин действующего фонда, в том числе более 400 м3/сут у 37 % скважин. По накопленной закачке выделяется диапазон 1000-1500 тыс.м3, на который приходится наибольшее число перебывавших под нагнетанием скважин - 21,2 %. Более 2000 тыс.м3 у 29,7 % нагнетательного фонда. В среднем на одну перебывавшую под нагнетанием скважину приходится 1461 тыс.м3 воды. Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.

Энергетическое состояние. На рисунке 11 представлены карты текущих (первый квартал 2017 г.) пластовых давлений и текущих отборов (на 01.01.2019 г.) пласта ПК19-20.

Рис. 11 - Карта текущих пластовых давлений пласта ПК19-20



Несмотря на значительный запас энергии водонапорной системы, начиная с 1989 г. разработка пласта производится с поддержанием пластового давления (ППД) путем внедрения блокового заводнения. Кроме того, с середины 2000-х годов в рамках реализации проектных решений производилась постепенная интенсификация системы ППД за счет перевода части обводнившихся добывающих скважин в четных добывающих рядах под закачку с целью трансформации системы ППД сначала в девятиточечную, а затем однорядную. Однако, практическая реализация данной программы с одной стороны не привела к существенной стабилизации энергетического состояния пласта (из-за оттока части закачиваемого агента в нецелевые горизонты из-за ЗКЦ), а с другой привела к более интенсивному заводнению газовой шапки как самого пласта ПК19-20, так и газовых шапок вышележащих пластов группы ПК17-ПК18 и, как следствие, к существенному обводнению продукции (скважины вводились в эксплуатацию на вышележащие пласты 2.5 Анализ эффективности реализуемой системы

Процесс разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой отличается тем, что рано или поздно с нефтью будет добываться и вода. С появлением в продукции воды, добыча нефти начинает уменьшаться с той или иной интенсивностью, а добыча воды возрастать. Как правило, выделяют три группы залежей, отличающихся по характеру обводнения в начальный период эксплуатации:

К первой группе относятся высоко вязкие нефти, такие залежи с момента их пуска дают обводненную продукцию.

Ко второй группе относятся такие залежи, для которых характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию.

К третьей группе относятся залежи, большинство объектов которых, дают чистую нефть на протяжении некоторого периода с начала разработки. Длительность безводного периода определяется физико-геологическими свойствами пласта, положением скважин относительно водонефтяного контакта и других факторов.

По данным замерам добычи нефти, воды во времени, можно построить интегральную характеристику процесса обводнения по участку и залежи в целом. В качестве такой характеристики используют зависимость обводненности продукции скважин от текущей нефтеотдачи, представляющей собой отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам по анализируемому участку. Кривые существенно отличаются друг от друга, отражая особенности разработки залежей с различными геолого-физическими свойствами. Это влияет не только на характер зависимости, но и на величину запаса нефти, извлекаемой при достижении 100% обводненности.

Барсуковское месторождение относится ко второй группе залежи для которых характерно постепенное нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию. На построенных универсальных характеристиках добычи и обводненности по скважинам пласта ПК19-20 видно, что обводненность продукции начинала расти с момента ввода скважин в эксплуатацию и составляла порядка 10%. Благодаря своевременному проведению геолого-технических мероприятий на многих скважинах удалось не допустить резкого увеличения содержания воды в продукции скважин.

Почти на всех скважинах с начала разработки участка наблюдаются резкие изменения дебитов по нефти и по жидкости.

В процессе эксплуатации скважин вследствие ряда факторов происходит засорение ПЗС парафинами, мех. частичками, дебиты падают, а после промывки и обработки забоев наблюдается улучшение фильтрационных характеристик коллектора и дебиты соответственно вырастают.

Этим и объясняется скачкообразное поведение кривых дебита по нефти и жидкости, представленных на диаграммах.

2.6 Выбор и обоснование проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов

Методы повышения нефтеотдачи пластов, как это определено здесь, включают применение специальных методов повышения нефтеотдачи нефти, оставшейся в пласте после заводнения. Эта оставшаяся нефть находится в местах, где ее вытеснение не происходило, или она является остаточной, связанной капиллярными силами. Если суммарная нефтеотдача пластов ПК19-20 достигает 40;, то общий объем оставшейся нефти будет являться объемом остаточной нефти в той части коллектора, которая охваченная заводнением.

Нефть, оставшаяся в неохваченных заводнением участках коллектора, является прямой целью для применения полимерного заводнения. В данном случае в нагнетаемую воду добавляется повышающее вязкость вещество, которое снижает подвижность воды. Это повышает коэффициент вытеснения при заводнении. Однако, коэффициент подвижности, превалирующий при заводнении пластов ПК 19-20, уже является благоприятным. Улучшение коэффициента подвижности будет иметь только незначительное влияние на нефтеотдачу. Поэтому, не рекомендуется рассматривать полимерное заводнение в качестве серьезного средства повышения нефтеотдачи.

Для извлечения связанной нефти методом вытеснения ее другим флюидом, следует снизить величину межфазного натяжения между нефтью и вытесняющим флюидом до нуля, или почти до нуля. Для достижения этого существует два практических метода: (1) заводнение с использованием поверхностно-активных веществ и (2) заводнение с использованием смешивающего с нефтью газа. При заводнении с использованием помощи добавления поверхностно-активных веществ низкое межфазное натяжение достигается при помощи добавления поверхностно-активных ( помимо других) в нагнетаемую воду. При заводнении с использованием смешивающегося с нефтью и газа, флюид непосредственно смешивается или создает смешиваемость с нефтью, является СО2.

Оба метода заводнения, с использованием поверхностно-активных веществ и с использованием смешивающегося с нефтью газа, по теории могут быть рассмотрены для применения их в пластах ПК 19-20. Подземные условия не исключают ни один из этих методов. При идеальных условиях, методы повышения нефтеотдачи в ПК19-20 могут дать в результате дополнительно до 10 % дополнительной нефтеотдачи, повышая общую нефтеотдачу до 50%.

Методы повышения нефтеотдачи являются очень дорогостоящими по трем причинам. Первая, они требуют обширных лабораторных и пробных испытаний, прежде чем они будут применены в масштабах месторождения. Вторая, все они требуют больших начальных инвестиций в инфраструктуру месторождения и в подготовку нагнетаемых флюидов. Третья, методы повышения нефтеотдачи не являются постоянно применяемыми в практике, они требуют трудозатрат и использование специально подготовленного персонала. Поэтому, методы повышения нефтеотдачи могут применятся только при очень благоприятных экономических условиях (цена на нефть). Чтобы методы повышения нефтеотдачи были прибыльными, цена на нефть должна превышать по меньшей мере 30 долларов США.

Учитывая существующие и прогнозируемые цены на нефть, становится ясно, что для применения специальных методов повышения нефтеотдачи для разработки пластов в настоящий момент и в обозримом будущем существует мало возможностей, либо их нет совсем. Максимизация нефтеотдачи должна поэтому осуществляться в контексте применяемых в настоящее время методов заводнения.



2.7 Эффективность методов обработки призабойной зоны добывающих скважин

За последний год на Барсуковском месторождении применялись следующие методы обработки призабойной зоны скважин:

- гидравлический разрыв пласта (ГРП) по технологии фирмы “Пурнефтеотдача”;

- кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) по технологии фирмы “Пурнефтеотдача”;

- солянокислотная обработка (СКО) по технологии ОАО “Пурнефтегаз”.

Технология ГРП фирмы “Пурнефтеотдача” включает: глушение скважины пластовой водой; дополнительную перфорацию обрабатываемого пласта; спуск НКТ с пакером: выполнение гидроразрыва с образованием трещин; закрепление трещин закачкой песка; демонтаж и подъем НКТ с пакером и спуск глубинного насосного оборудования.

Технология кислотного гидравлического разрыва пласта фирмы “Пурнефтеотдача” содержит следующие операции: глушение скважины пластовой водой; дополнительная перфорация обрабатываемого пласта; обработка соляной кислотой высокопроницаемых интервалов пласта и временная их изоляция с применением спецматериалов; защита обсадной колонны от высокого давления пакером; закачка соляной кислоты в низкопроницаемые интервалы пласта с давлением 10-15 МПа и образованием трещин; реагирование соляной кислоты с породой в течение одного часа и свабирование пласта.

По технологии ОАО “Пурнефтегаз” соляная кислота закачивается с давлением менее 10 МПа, при котором необходимость применения пакеров отпадает и в низкопроницаемых интервалах пласта не образуются трещины. В остальном эта технология не отличается от КГРП фирмы “Пурнефтеотдача”. Объем закачки соляной кислоты 15% концентрации составляет 1-2 м3 на метр толщины обрабатываемого пласта. Свабирование осуществляется при больших депрессиях на пласт, обеспечивающих высокую скорость фильтрации жидкости к забою скважин и вынос из пласта закупоривающих материалов.

В дальнейшем при разработке месторождения с учетом накопленного опыта предлагается внедрить комплекс технологий солянокислотных ОПЗ пласта, обеспечивающий продолжительный рентабельный уровень добычи.

2.8 Прогноз нефтеизвлечения на ближайший период времени

На рисунке показан прогноз добычи из пластов Барсуковского месторождения на последующие пять лет, основываясь на экстраполяции наблюдаемых тенденций добычи по отдельным добывающим скважинам. Прогноз включает зависимость содержания воды от дебита жидкости и времени простоя. Он также включает остановку добывающих скважин с высоким содержанием воды. Результаты прогнозирования подобны тем, которые получены с помощью экстраполяции имеющихся данных по всему месторождению при использовании результатов моделирования коллектора.

Без каких-либо значительных изменений в разработке месторождения существующая добыча нефти будет продолжать снижаться, а обводненность будет увеличиваться. Подсчитано, что добыча нефти с января 1998 года по январь 2003 составит от7.5 млн. до 8.5 млн.м3.(6.6-7.5 106 тонн). Нефтеотдача в январе 2003 составит от 25% до 26%.Суммарная добыча воды за данный период составит от 20 до 30 млн. м3. Тогда обводненность в 2003 г. составит от 80% до 90%. Добыча воды на месторождении будет в большей степени зависеть от допустимой добычи на одну добывающую скважину. В зависимости от ограничения, добыча воды может возрасти или даже снизиться.

Ликвидация добывающих скважин основана на экономических критериях: скважина закрывается, если эксплуатационные расходы превышают чистые доходы. Обычно скважины закрывается, когда обводненность превышает 91% Ликвидационные работы в ближайшие годы будут составлять главную часть программы разработки пластов Барсуковского месторождения. В настоящее время несколько скважин работают уже с превышением экономических ограничений.



3. Экономический раздел

На рисунке 12 представлен фрагмент карты текущих отборов на 01.11.2017г. объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения с указанием обработанных скважин 3122, 3170, 3182, 3168, 1877, 1649, 2082, 1540. Обработки проводились с 05 июня по 31 июля 2017 г. По технологии ВУС+ПАВ были обработаны скважины 3170, 3182, 3168, 1877, 1540, в каждую скважину было закачано по 350 м3 рабочего раствора. Скважины 3122, 1649, 2082 обработаны по технологии ГОС+ПАВ, в каждую скважину было закачано по 350 м3 рабочего раствора.

Рис. 12 - Фрагмент карты текущих отборов объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения на 01.11 2017 г.



3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

В технологическом разделе было предложено с целью повышения нефтеотдачи пластов на Барсуковском месторождении применять технологию сиолит. В технологическом разделе показана также, как обоснованность принятия данной технологии, так и ее эффективность. В данном же разделе будет рассмотрена экономическая эффективность от предложенного технического решения.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим решениям.

Результатом экономической оценки является подтверждение экономической эффективности от предложенной технологии по повышению нефтеотдачи пластов.

Таким образом, целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, прибыль от реализации продукции, Период, окупаемости можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Основными показателями по принятию проекта к реализации являются такие показатели, как прибыль от реализации, выручка от реализации, индекс доходности, период окупаемости.

Для полноты анализа эффективности данного проекта нам необходимо доказать экономическую эффективность внедрения с учетом всех затрат и налогов.



3.2 Исходные данные (для расчета экономических показателей проекта)

Исходные данные для условий ООО «РН-Пурнефтегаз» приведены в таблице

Таблица 17. Экономические показатели проекта

Наименование показателей	Единицы измерения	Показатели
Доля реализации нефти на внутреннем рынке	%	100,00
Курс доллара	руб.	30
Цена реализации нефти на внешнем рынке (с экспортной пошлиной)	долл./барр	100
Цена реализации нефти на внутреннем рынке (без НДС)	руб./т	8500
Расходы на энергию по извлечению нефти,	руб/т	19,2
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа,	руб/т	160
Расходы по технологической подготовке нефти	руб/т	111,5
Закачка ВУС+ПАВ	тыс.руб	1500

В качестве оценочных показателей рассматриваются, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Таблица 18. Прогноз технологических показателей

Показатели	Ед.изм	Значение
Дополнительная добыча жидкости	м3	5107
в.т.ч. нефти	т	4597,05

3.3 Расчет экономических показателей проекта

Платежи и налоги

Кроме традиционных статей калькуляции, в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы: на экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.

Налоги, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды, определены законодательством РФ и законами местных органов, перечень и порядок их начисления указан в таблице 19.

Таблица 19. Ставки налогов и отчислений

Показатели	Ед. изм.	Значения
Налог на добычу полезных ископаемых	руб/т	3852
Ставка налога на прибыль	%	20,0

Налог на добычу полезных ископаемых:

Нндпи = Qнi · 419*(Ц-20) · Р/261· Кв,

где Ц - цена нефти, долл/барр;

Р - курс доллара США к рублю РФ, устаналиваемый ЦБ РФ;

Кв - коэффициент выработанности конкретного участка недр, Кв=1

Нндпи= 419 (100-20)*30/261*1 = 3852 руб. Нндпи = 3852 · 4597,05 = 17707837 руб.

Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями.

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Расходы на энергию по извлечению нефти

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа

Расходы по технологической подготовке нефти

Нормативы эксплуатационных затрат приведены в таблице 20.

Сумма затрат на проведение технологии сиолит:

Э = Эизв + Эсбр+ Этп + Эсио + Н ндпи

Э = 88263.36 +735528 +512571.1 + 1500000+17707837 = 20544199 руб

Расходы на энергию по извлечению жидкости:

Эизв = Ризв · Qн

Эизв = 4597,05 · 19,2= 88263.36 руб.

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа включают - все расходы по сбору и транспорту нефти - это содержание резервуаров, нефтепроводов, насосного оборудования для перекачки нефти:

Эсбт = Ризв · Qн

Эсбт = 4597,05 · 160 = 735528 руб.

Расходы по технологической подготовке нефти - это затраты, связанные с содержанием и обслуживанием установок по подготовке нефти:

Этп = Ртп · Qн

Этп = 4597,05 · 111,5 = 512571.1 руб

Выручка от - реализации

Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:

Вt = Цн · Qн

где, Цн - цена реализации нефти в 1-м году;

Qн - добыча нефти в t -м году.

Получим:

Вt = 8500·4597,05 = 39074925 руб.

Прибыль от реализации

Для расчета прибыли от реализации необходимо знать сумму налога на прибыль:

Нпрi= Пt · а18/100,

при условии Пt > 0,

где а18- ставка налога на прибыль, 20%.

Пt - балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:

Пt = Вt - (Эизв + Эсбр+ Этп + Эмпдс +Н ндпи)

Пt = 39074925 - (88263.36 +735528 +512571.1 + 1500000+17707837) = =18530726 руб

Нпр = 18530726 · 0,20 = 3706145.2 руб.

Экономический эффект (прибыль чистая) от проведения МПДС, остающаяся в распоряжении предприятия

Пч = Пt - Нпр,

Пч = 18530726- 3706145.2 = 14824580.8 руб

3.4 Экономическая оценка проекта

Проведенный экономический анализ позволят судить об экономической эффективности проекта и рентабельности проектируемого метода, что наряду с его технологической эффективностью дает положительный результат. В таблице 20 приведено сравнение показателей проектируемых методов с ранее утвержденным.



Таблица 20. Экономическая эффект проектируемого варианта разработки месторождения

Показатели	Ед. изм.	Проектируемые
Добыча доп. нефти	тонн	4597,05
КИН	Дол.ед	0,239
Выручка от реализации	тыс.руб.	39074925
Эксплуатационные затраты	тыс. руб.	20544199
Чистая прибыль	тыс. руб.	14824580.8

На основании произведенных расчетов можно утверждать, что предлагаемые мероприятия на Барсуковском месторождении, являются экономически эффективными.



Заключение

Расчеты проводились для двух вариантов разработки пласта ПК19-2 первый из которых предусматривал эксплуатацию объекта существующим добывающими и нагнетательными скважинами, а второй - ввод в эксплуатацию четырёх дополнительных нагнетательных скважин в течении последующих 6 лет.

По результатам расчетов были построены зависимости изменения новых показателей разработки во времени, представлен прогноз показателей разработки на 6 лет, а также сравнение годовых отборов по нефти жидкости, рассчитанных по двум вариантам разработки.

Сравнивая по диаграмме фактическую накопленную добычу нефти расчетной можно сделать вывод хорошо учитывает особенности эксплуатации объекта и достаточно точно описывает динамику изменения основных показателей разработки. Это позволяет нам с большей точностью спрогнозировать дальнейшее поведение показателей разработки пласта ПК 19-20 Барсуковского месторождения.

Анализ промыслово-геофизических исследований в нагнетательных и добывающих скважин в целом показал, что на 01.01.2019:

- отмечается обводнение ранее нефтенасыщенных толщин пласта в наиболее интенсивно разрабатываемых частях залежи и снижении коэффициента нефтенасыщенности относительно первоначального, установленного при перерасчете запасов;

- нагнетательные скважины с заколонными перетоками не эксплуатируются;

- добывающие скважины с заколонными перетоками не эксплуатируются;

- в добывающих и нагнетательных скважинах проведены мероприятия по устранению нарушений э/к, хвостовика и «головы» хвостовика;

- источниками обводнения продукции являются сами перфорированные пласты вследствие продвижением фронта нагнетаемых вод.

В скважинах с компоновкой ОРЗ выделить, какая часть интервала перфорации работает, а какая часть не работает невозможно. Можно только судить о том, какой объект работает или не работает в зависимости какая мандрель открыта, прикрыта или закрыта. По результатам исследований видно, что при помощи ОРЗ происходит перераспределение закачиваемой жидкости по объектам при работе скважины при помощи мандрелей, открывая, прикрывая или полностью закрывая, и штуцеров, увеличивая или уменьшая диаметр.

Для регулирования отработки пластов с целью максимального извлечения флюида в условиях неоднородных коллекторов требуется применение методов одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Технологии ОРЗ дают возможность наиболее интенсивно проводить эксплуатацию скважин одновременно перфорированных нескольких объектов, различающихся по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания. Применение данной технологии позволяет решить вопросы управления воздействием на каждый из объектов путем установки различных штуцеров и клапанных устройств в глубинные штуцерные камеры, расположенные напротив эксплуатируемых пластов. Использование пакерующих компоновок позволяет решить целый спектр задач по управлению разработкой нескольких объектов, а именно:

* временное отключение одного или нескольких из эксплуатируемых пластов или интервалов с целью ожидания перераспределения поля давления в скважине (конусы газа и воды);

* нестационарное воздействие на пласты с целью повышения нефтеотдачи пластов;

* снижение депрессии на пласт с целью предотвращения преждевременного обводнения и прорыва газа к забою скважины, перераспределения давления, а так же ограничения разрушения коллектора для слабосцементированных пород;

* проведение прямых исследований каждого из продуктивных интервалов.

Совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к неравномерному заводнению залежей. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин. Это приводит к выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей запасов нефти.



Литература

1. Геологическое строение и разработка Орьебашского нефтяного месторождения. Отчет о НИР.

2. Проект разработки Орьебашского нефтяного месторождения. Отчет по договору.

3. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных месторождений Башкортостана /К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А. Ш. Сыртланов. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 498 с.

4. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка Орьебашского нефтяного месторождения (Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М.) Уфа, РИЦ АНК «Башнефть», 1997

5. Геологический отчет филиала «Башнефть-Янаул» за 2006 г.

6. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами / Л.Е. Ленченкова. - Москва: Недра, 1998. - 255 с.

7. Годовой отчет по методам интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов Орьебашского УДНГ. - Уфа: ДООО «БашНИПИнефть», 2006. - 97 с.

8. Технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением кислоты замедленного действия. СТП 03-04-98. - Уфа: ДООО «БашНИПИнефть».

9. Гарифуллин Ш.С. Обработка призабойной зоны и повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях с карбонатными коллекторами / Ш.С. Гарифуллин, И.М. Галлямов, В.Ф. Василенко и др. // Научно-технические проблемы топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан. - 1997. - с. 111 - 115.

10. Залятов М.Ш. Подготовка и закачка технологических жидкостей в нефтяной пласт: справочное пособие / М.Ш. Залятов, Г.З. Ибрагимов, Н.Г. Ибрагимов и др. - М.: НЕДРА, 1993. - 191 с.

11. Юрчук А.М. Расчёты в добыче нефти /А.М. Юрчук, А.З. Истомин. - М.: НЕДРА, 1979. - 271 с.

12. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РД-153-39.1-004-96. - М.: 1993. - 87 с.

13. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти / Ш.К. Гиматудинов. - М.:Недра, 1974. - 704 с.

14 Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению экономической части дипломных проектов/ З.Р. Гафарова. - Уфа: УГНТУ, 2000. - 12 с.

15. План работ по воздействию на пласт осадкогелеобразующей технологией ПЖСГС на месторождениях Краснохолмского УДНГ филиала «Башнефть-Янаул» в 2008 году.

16. Отчёт о проделанной работе лаборатории ОПР и МУН за 2008 год.

17. Отчёт о проделанной работе лаборатории ОПР и МУН за 2007 год.

18. Программа промысловых испытаний и внедрения технологии повышения нефтеотдачи пластов путём закачивания силикатно-щелочных дисперсных составов (СЩДС) на Игровском месторождении в 2008 году.

19. «Результаты внедрения технологии на основе щелочно-полимерных растворов и растворителя на месторождениях филиала «Башнефть-Янаул». Алмаев Р.Х. (ООО «ИПЦ ИНТЕХ»), Плотников И.Г. (филиал Башнефть-Янаул), Сайфи И.Н. (филиал Башнефть-Янаул), Садыкова Л.Т. (ООО «ИПЦ ИНТЕХ»).

20. РД 16-15283860-005-2003 «Инструкция по применению технологии щелочно-полимерного воздействия на пласт (ЩПВ) и её модификации с растворителем».

Размещено на Allbest.ru

...