Анализ экономической эффективности реализуемой системы разработки на Киняминском нефтегазовом месторождении

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Анализ экономической эффективности реализуемой системы разработки на Киняминском нефтегазовом месторождении

Введение

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

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

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

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

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

1. Общие сведения о месторождении

месторождение разработка экономический

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

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

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

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

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

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

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

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

Таблица 1. Общие сведения о месторождении

№ п/пНаименованиеХарактеристики1Название месторожденияКиняминское2Место расположенияХМАО3НедропользовательОАО «ЮНГ»4№ лицензии недропользователяХМН №00986 НЭ от 30.04.99 г.5Организация-Исполнитель«ЮганскНИПИнефть»6№ лицензии Исполнителя на выполнение проектных работ№62 ПР 01-4443 от 01.11.99 г.7Программные продукты, на которых выполнялось моделированиеECLIPSE8Год открытия месторождения1986 г.9Год ввода месторождения в разработку1988 г.10№№ протоколов утвержденных запасовпротокол ГКЗ СССР №11134 от 30.10.91 г.11№№ протоколов утвержденных проектных документовТКР №2 от 29-30.05.1995 г.12Геологические запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс. т.10877113Извлекаемые запасы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе, тыс. т3157114Накопленная добыча на 1.01.2012 г.нефти, тыс. т1588жидкости, тыс. т1633

2. Геолого-физическая характеристика

.1 Тектоника

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

.2 Геологическое строение

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

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

Верхний отдел представлен отложениями Васюганской, Георгиевской и Баженовской свит.

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

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

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

·Березовская свита - с прослоями опок и опоковидных глин.

·Ганькинская свита - известковистыми, местами переходящими в мергели.

В отложениях Палеогеновой системы выделяются морские осадки Талицкой, Люлинворской, Тавдинской свит и континентальные отложения Атлымской, Новомихайловской, Туртасской свит. Морские отложения представлены глинами.

Четвертичная система представлена в основном песками серыми и зеленовато-серыми с прослоями синевато-серых суглинков, супесями. Ледниковые отложения - валуны, гальки, ленточные глины и суглинки, переходящие в озере.

.3 Нефтегазоносность

Пласт Ю11 представлен чередованием среднезернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Песчаники по текстуре однородные, редко-слоистые, обломочный материал составляет 85 - 95% кварц-полевошпатового или полевошпатово-кварцевого состава. Цемента в песчанике 5-15%, по типу цемент пленочный, поровый, соприкосновения, реже базальный; по составу гидрослюдисто-каолинитовый, хлорит-гидрослюдо-каолинитовый, участками карбонатный - сидерит-кальцитовый.

Пласт Ю11 имеет повсеместное распространение на месторождении и вскрыт на глубинах 2788 - 2908 м. Общая толщина пласта Ю11 колеблется от 4 м в зонах глинизации до 34 м при среднем значении 14,3 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются 0-25,6 м при среднем значении 8,4 м.

Основная залежь нефти пласта Ю11 является основным и первостепенным объектом разработки месторождения. Здесь сосредоточено 93% извлекаемых запасов нефти пласта Ю11. Залежь относится к структурно-литологическому типу. Вскрыта она 13 и оконтурена 12 разведочными скважинами. В юго-восточной ее части, в зоне развития максимальных нефтенасыщенных толщин (до 25 м) выделен первоочередной участок пробной эксплуатации, в границах которого пробурено 26 скважин из эксплуатационного фонда. Размеры основной залежи нефти: 8Ч19 км. Площадь нефтеносности - 112км2, на водонефтяную зону приходится примерно 37% площади. Уровень ВНК неравномерно снижается в восточном направлении от 2747 м до 2785 м. Высота залежи 67 м, средняя глубина 2825 м.

Таблица 2. Характеристика залежей нефти

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

Таблица 3. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

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

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

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

Устьевой газ содержит по данным однократного разгазирования:

Метан - 74,92%

Гелий - 0,014%

Аргон - 0,07%.

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

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

Таблица 4. Сопоставление средних значений основных параметров нефтей пласта Ю11

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти

2.5 Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа

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

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

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

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

(1.1.)

(1.2.)

тыс. т.

тыс. т.

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

(1.3.)

(1.4.)

млн. м3.

млн. м3.

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

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют:

(1.5.)

(1.6.)

тыс. т.

15872 тыс.т.

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа составляют:

(1.7.)

(1.8.)

млн. м3.

млн. м3.

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

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

Выводы

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

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

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

Плотность пластовой нефти 768 кг/смі.

Вязкость пластовой нефти 0,96 мПа * с.

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

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

Балансовые остаточные запасы нефти - 48610 тыс. т.

Извлекаемые остаточные запасы нефти - 15872 тыс. т.

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

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

Утверждённый КИН - 0,364.

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

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

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

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

• «Технологическая схема разработки Киняминского месторождения»,
• «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Киняминского месторождения».

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

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

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

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

Киняминское месторождение разрабатывается НГДУ «Майскнефть» ОАО «Юганскнефтегаз».

3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

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

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

Назначение скважинОбъектыВ целомЮ11Ю13Ю11 + Ю13Добывающие, всего217 + 3 разв.8852357 + 3 разв.в т.ч. пробурено24 + 3 разв.--24 + 3 разв.осталось пробурить1938852333Нагнетательные, всего944135170в т.ч. пробурено14--14осталось пробурить804135156Контрольные, всего73111в т.ч. пробурено2--2осталось пробурить5319Резервные, всего622617105в т.ч. пробурено----осталось пробурить622617105Всего проектных скважин380 + 3 разв.158105643 + 3 разв.в т.ч. пробурено40 + 3 разв.--40 + 3 разв.осталось пробурить340158105603

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

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

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

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

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

.2 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

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

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

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

а) по действующему фонду 1,5: 1,

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

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

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

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

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

Бездействующий фонд, как отмечено ранее, на 1.01.2001 г. составил 54% (13 скважин) от эксплуатационного. Почти половина из них (6 скважин) на момент остановки

имели дебиты нефти менее 5 т/сут. Низкая компенсация отбора жидкости закачкой воды привела к снижению пластового давления, снижению дебитов жидкости и остановке этих скважин.

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

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

1. Доформирование разрезающих рядов путем вывода нагнетательных скважин из освоения и из отработки на нефть.
2. Увеличение объемов закачки воды до достижения текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды.
3. Проведение необходимых ремонтных работ и геолого-технологических мероприятий по бездействующему фонду скважин и скорейшее введение их в работу.

В итоге:

1. Киняминское нефтяное месторождение находится в начальной стадии разработки.
2. На месторождении выделено 2 эксплуатационных объекта: Ю11, Ю13 и зона совместного залегания пластов Ю11 + Ю13. В настоящее время разрабатывается только пласт Ю11.
3. Месторождение характеризуется замедленным темпом бурения - проектный эксплуатационный фонд в целом по месторождению реализован лишь на 7%, по пласту Ю11 - на 11%, первочередному участку на 74%. С 1996 года из-за отсутствия финансирования бурение было прекращено.
4. На 1.01.2001 г. эксплуатационный фонд Киняминского месторождения составляет 32 скважины (80% от пробуренного фонда): 24 добывающих и 8 нагнетательных.
5. Действующий добывающий фонд месторождения полностью механизирован.
6. С 1993 года на месторождении сложилась неблагоприятная тенденция увеличения бездействующего фонда. На 1.01.2001 г. больше половины скважин (13 шт.) добывающего фонда бездействует.
7. С начала разработки на 1.01.2001 г. на месторождении отобрано 1588 тыс. т нефти, что составляет 5% от НИЗ месторождения, 6% от НИЗ пласта Ю11 и 37% от НИЗ участка пробной эксплуатации.
8. Накопленная добыча жидкости на 1.01.2001 г. - 1633 тыс. т.
9. Средний накопленный отбор нефти на 1 скважину составляет 45 тыс. т, что является достаточно высоким показателем работы скважин.
10. Месторождение характеризуется достаточно высокими средними дебитами нефти. На 1.01.2001 г. с дебитом нефти более 50 т/сут работает 45,5% действующих скважин. Всего 1 скважина (9% от общего) имеет дебит нефти менее 10 т/сут.
11. Фонд проектных нагнетательных скважин разбурен в целом по месторождению всего на 9%, по пласту Ю11 - на 16%. Степень освоения скважин под закачку - 67%.
12. Месторождение характеризуется невысокой обводнененностью. За 2000 г. средняя обводненность составила 11,1%.
13. Система заводнения на месторождении окончательно не сформирована, соотношение добывающих и нагнетательных скважин выше проектного - 3: 1 (по проекту 2,3: 1).
14. Значительное отставание фонда нагнетательных скважин и объемов закачки от проекта обуславливают низкое значение накопленной компенсации - 46%, что в 2,5 раза ниже проектной.
15. Средневзвешенное значение пластового давления на 1.01.2001 г. 27,86 МПа, что ниже начального (28,7 МПа) на 0,8 МПа.
16. Состояние разработки на месторождении неудовлетворительное. За 12 лет отобрано 5% от НИЗ месторождения.

.3 Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта

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

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

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

Обоснование метода заводнения.

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

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

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

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

Преимущества закачки подземных вод:

1. Подземные воды обладают гораздо лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные воды рек, озер, причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти, безводная и конечная нефтеотдача. Экспериментально установлено, что альб-сеноманские воды Западной Сибири способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с речной водой на 3 - 5%.
2. При необходимости термозаводнения для разработки залежей нефти с высоким содержанием парафина и высокой вязкостью, использование высокотермальных нижних подземных вод позволяет отказаться от строительства специальных установок для подогрева закачиваемой воды.
3. При закачке минерализованной подземной водой в нефтяные пласты высокой глинистости происходит меньшее разбухание глинистых частиц в отличие от закачки пресных и слабосоленых вод, приводящее к снижению проницаемости пласта в несколько раз. Специальные исследования показали, что разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20 - 30 г./л и массовом содержании ионов кальция и магния более 10%.
4. Использование минерализованных подземных вод для закачки, как правило, препятствуют сероводородному заражению нефтяных пластов и выпадению неорганических солей. Высокоминерализованные подземные воды не только стерильны, но и обладают бактерицидными свойствами и подавляют жизнедеятельность сульфато-восстанавливающих бактерий, продуцирующих сероводород. Большое сходство химического состава пластовых вод нефтяных залежей и закачиваемых подземных вод определяет их химическую совместимость, что во многих случаях предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных скважин и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти.
5. Использование минерализованной подземной воды позволяет экономить пресную воду рек, озер и грунтовых горизонтов, дефицит на которую растет с каждым годом.

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

• Минерализованные подземные воды, как правило, более коррозионноактивны, чем пресные воды, и при их использовании приходится уделять большое внимание защите трубопроводов и оборудования от коррозии.
• В некоторых районах подземные верхние воды залегают в пластах рыхлых песков и в водозаборных скважинах образуются песчаные пробки.
• В отдельных случаях добыча подземной воды сопровождается солеотложениями.

Борьба с этими негативными явлениями требует дополнительных затрат.

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

Обоснование технологии воздействия на призабойную зону

Анализ состояния разработки Киняминского месторождения, а именно: текущие коэффициенты извлечения, темпы выработки запасов и существенная разница дебитов на смежных участках, все это приводит к настоятельной необходимости применения на данных объектах методов воздействия на пласт, регулирующих динамику разработки для полноты выработки запасов.

Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбирается в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ.

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

1. пониженные значения пластового давления в зонах отбора;
2. образование в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий и окисленных загущенных нефтепродуктов; закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкости глушения;
3. вынос из удаленной части пласта породы (кварц, кальцит) или твердых частиц бурового раствора.

Результаты ОПЗП добывающих скважин

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обоснование технологий применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

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

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

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

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

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

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

Øв зонах пониженной проницаемости и повышенной нефтенасыщенной толщины возможно применение ГРП.

Выбор метода физико-химического воздействия.

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

1. низкие средние значения проницаемости коллекторов (0.015-0.024 мкм2);
2. повышенные пластовые температуры (90 оС);
3. высокая послойная и зональная неоднородность по проницаемости;
4. первая стадия разработки с низкой обводненностью добываемой жидкости;
5. опыт внедрения потокоотклоняющих технологий на Киняминском месторождении отсутствует.

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

4. Технико-экономический анализ проектных решений

.1 Общие положения

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

.2 Показатели экономической оценки вариантов разработки

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

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

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

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

Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме:

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

) рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению;

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

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

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

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

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

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

.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

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

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

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

- строительство скважин;

• промысловое обустройство по соответствующим направлениям.

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

обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

капитальный ремонт скважин (ПРС, КРС);

затраты на электроэнергию;

затраты на закачку воды;

сбор и транспорт нефти;

затраты на подготовку нефти и газа;

амортизация скважин и прочих основных фондов;

затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов;

налоги и платежи, включаемые в себестоимость нефти.

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

ПоказателиЗначениеЦЕНА - на нефть на внутреннем рынке (40% от внешней), руб./т.9670- на попутный газ, руб./1000 м3226ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ-НДС, %18- на имущество, %2- на прибыль, %20- плата за недра, %8- отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, %10- налог на добычу нефти до 2012 г., руб. [8, ст. 342]446-отчисления в дорожный фонд, %1-плата за землю, древесину, песок, тыс. руб./скв.0,5-содержание милиции, %0,5КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ- бурение добывающей и нагнететельной скважин, 1 м проходки, руб.6000- оборудование для нефтедобычи, тыс. руб./скв8400- заводнение нефтяных пластов, тыс. руб./нагн. скв.7400-прочие затраты, д.ед.0,1- природоохранные мероприятия, д.ед.0,1ЭКСЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ- энергетические затраты, перемен., руб./т14пост., тыс. руб./доб. скв19,3- поддержание пластового давления (закачка воды), руб./т5,1- обслуживание нагнет. скважин, тыс. руб./н.скв660- сбор и транспорт нефти, пермен., руб./т3,7пост., тыс. руб./доб. скв191,6- сбор и транспорт газа, перем., руб./тыс. м31пост., тыс. руб./доб. скв0,1- подготовку нефти, перем., руб./т12пост., тыс. руб./доб. скв50,2- обслуживание скважин добывающих, перем., руб./т25,7- общепромысловые затраты на обслуживание скв., тыс. руб./доб. скв.1170- ремонт добывающих скважин, тыс. руб./доб. скв350- капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб./н.скв180-ГТМ 1 - перевод, тыс. руб700-ГТМ 2 - ГРП, тыс. руб4200-ГТМ 3 - перевод под закачку, тыс. руб500-ГТМ 4 - ввод из бездействия, тыс. руб700-ГТМ 5 - МУН, тыс. руб./операция250-ГТМ 6 - КОПЗП нагнетательных скважин, тыс. руб300ПРОЧИЕНорма дисконта0,1Доля нефти на экспорт, %.40Цена нефти на внешнем рынке, $/т.787Курс доллара на 23 дек. 201230,7194Экспортная пошлина на 2012 г., $/т396,5Транспортные затраты, тыс. руб./т.750Консервация скв., тыс. руб700норма амортизациипо скважинам, %0,067по прочим, %0,067по дополнительным, %0,067

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

Энергетические затраты рассчитывались в зависимости от объема механизированной добычи жидкости.

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

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

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

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

.4 Налоговая система

Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определяются в соответствии с действующим в Российской Федерации налоговым законодательством.

Налоговая ставка на добычу нефти в 2012 году равна 446 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2012 года включительно). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), и на коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (Кз)

1) Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта «Юралс», выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 15, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261:

) Коэффициент Кв рассчитывается для случаев

а) степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1

б) степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1

В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент Кв принимается равным 1:

3) Т.к. величина начальных извлекаемых запасов (Vз) конкретного участка недр превышает или равна 5 млн. тонн и (или) степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр превышает 0,05, коэффициент Кз принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена до 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января 2012 года на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в 2011 году, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (Vз) конкретного участка недр.

) В итоге, НДПИ = руб.

Все ставки налоговых отчислений представлены в таблице 10.

.5 Обоснование выбора системы разработки

Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат.

Обоснование выбора системы разработки и плотности сетки скважин

Выбор системы разработки и эффективной сетки для разбуривания залежи проводился на примере расчетных технико-экономических показателей разработки двух характерных элементов с разными геолого-физическими характеристиками (Участок 1 и Участок 2).

По результатам расчета для Участка 1 с лучшими коллекторскими свойствами, более выгодным является 3 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 25 га/скв, при котором КИН на рентабельный год составит 0,348 доли ед., ЧНДД - 1676 млн. рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 4,41.

По Участку 2, расположенному в краевой зоне пласта с худшей характеристикой коллекторских свойств, лучшим выбран 4 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 49 га/скв, при котором на рентабельный год КИН достигнет 0,298 доли ед., ЧНДД = 491 млн. рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 2,59.

Таким образом, сравнив все варианты, наиболее предпочтительными с технологической и экономической точек зрения были выбраны варианты применения площадной пятиточечной системы с плотностью сетки 49 и 25 га/скв. Кроме того, пятиточечная система обеспечивает максимальный коэффициент охвата сеткой скважин.

Экономическая оценка вариантов разработки

В пределах совместного залегания пластов и предлагается единая сетка скважин. По всем вариантам предусматривается комплекс мероприятий по интенсификации добычи нефти:

заводнение пласта для поддержания пластового давления, при Рзаб = 45 МПа,

забойное давление в добывающих скважинах 11 МПа,

ввод скважин их бездействия,

перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и при уплотнении сетки разбуривания скважин.

При сопоставлении ТЭП вариантов разработки видно, что коэффициент нефтеизвлечения в Вариантах 2 и 3 (0,406 и 0,404 соответственно) превышает значение КИН, полученный в Варианте 1 (0,382). При этом при близких значениях КИН в Вариантах 2 и 3 по экономическим показателям наиболее предпочтительным является Вариант 3, в котором индекс доходности (отношение дисконтированных капитальных вложений к ЧНДД) выше: Вариант 2 - 4,3, Вариант 3 - 5,99. За рентабельный срок по Варианту 3 ЧНДД по сравнению с Вариантом 1 больше на 3759 млн. руб., по сравнению с Вариантом 2 больше на 109 млн. руб. Таким образом, соизмеряя технико-экономические результаты расчетов вариантов разработки Киняминского месторождения в целом, наиболее выгодным является и рекомендуется для дальнейшей разработки Вариант 3.

Вариант 3 предусматривает разбуривание сетки скважин по площадной пятиточечной системе с плотностью 49 га/скв. и проведением следующих мероприятий:

- проведения ГРП на 150 скважинах, расположенных в ЧНЗ,

ввод скважин их бездействия (7 добывающих и 3 нагнетательных скважины),

перевод 4-х разведочных скважин в действующий фонд (2 скважины в добывающий и 2 скважины в нагнетательный фонд),

перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и изменении плотности сетки разбуривания скважин (53 скв.).

Накопленный чистый дисконтированный доход по Варианту 3 за рентабельный срок разработки, который составляет 35 лет, равен 19652 млн. руб., КИН при этом достигает значения 0,368. За весь срок разработки - 59 лет, НЧДД равен 19606 млн. руб., при этом достигаемый КИН - 0,404.

.6 Оценка экономической эффективности ГТМ по рекомендуемому к разработке варианту

С целью увеличения коэффициентов извлечения нефти на Киняминском месторождении в расчет вариантов разработки заложено проведение ГРП по скважинам, расположенным в ЧНЗ. Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП за период 2003-2016 гг. составила 10029 тыс. т. Экономический эффект составил 8282 млн. руб.

Дополнительная добыча нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) составила 1,7 млн. т. Затраты и поток наличности при применении МУН по годам показаны в табл. 15. МУН проводятся с 2010 года и до конца срока разработки. ЧНДД на 2059 год составляет 525 млн. руб.

Заключение

Анализ разработки Киняминского месторождения показал, что главной причиной отставания фактических уровней добычи от проектных, является отсутствие эксплуатационного бурения. Пробурено только 7% проектного фонда скважин.

Действующий добывающий фонд меньше проектного в 15 раз, нагнетательный - в 12 раз. На месторождении недоформирована система заводнения.

Для уточнения уровней добычи нефти при условии возобновления бурения скважин на Киняминском месторождении и была выполнена представленная работа, в основу которой легли инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи впервые созданной по Киняминскому месторождению постоянно-действующей геолого-технологической модели. Моделирование процессов фильтрации осуществлялось в программном комплексе «ECLIPSE».

Оперативно пересчитанные балансовые запасы нефти составили 109,367 млн. т, что превышает запасы, числящиеся на РГФ менее чем на 1%.

На полное развитие Киняминского месторождения было рассмотрено 3 варианта разработки. Они отличаются между собой системами размещения добывающих и нагнетательных скважин и плотностью сетки скважин.

В расчетных вариантах были учтены геолого-технические мероприятия, направленные на вывод скважин из бездействия, на интенсификацию добычи нефти.

Во всех расчетных вариантах предполагается проведение ГРП по скважинам, расположенным в чистонефтяных зонах пластов ЮС11 и ЮС13и применение МУН.

Как показали экономические расчеты, рентабельный срок разработки Киняминского месторождения составит 35 лет и за этот период КИН достигнет значения 0,368 при предельно-рентабельной обводненности продукции 95% и извлекаемых запасах в 40,014 млн. т.

Накопленный чистый дисконтированный доход по рекомендуемому варианту за рентабельный срок разработки составит 19652 млн. руб., за весь срок - 19606 млн. руб.

В процессе выполнения данной проектной работы была получена новая информация по результатам сейсмических исследований, интерпретации ГИС, которая должна пройти экспертизу при рассмотрении новых балансовых запасов в ГКЗ РФ.

Список литературы

1.Подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения имени ХХVII съезда КПСС Сургутского района Тюменской области (по состоянию на 1.01.1991 г.) Тюменьгеология, Тюмень, 1991 г.

2.«Технологическая схема разработки Киняминского месторождения», СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1994 г.

.«Дополнение к технологической схеме разработки Киняминского месторождения», СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1995 г.

.Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. «Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири», Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975 г.

5.Еремин, Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания: учебное пособие / Н.А. Ерёмин; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва: Недра, 2008. - 244 с.

6.Справочник нефтяника / Авт.-сост. 10. В. Зейгман, Г.А. Шамаев. 2-е изд., доп. и перераб. - Уфа: Тау, 2005. - 272 с: ил.

7.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - Москва: Экономика, 2000 г.;

8.Налоговый кодекс часть II (ФЗ от 05.08.2000 №117-ФЗ)

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Анализ экономической эффективности реализуемой системы разработки на Киняминском нефтегаз

Больше работ по теме: