Разработка нового метода использования нефтяных скважин

скважин и их размещения. Высококвалифицированные специалисты СП”МеКаМинефть” для получения эффективных результатов проводят дизайн ГРП, который является ответственным м оментом , требующий знаний геологии, компьютера, свойств технологических жидкостей и других аспектов технологии ГРП. Не смотря на указанные и другие проблемы ГРП является эффективным методом повышения продуктивности малопродуктивных скважин, о чем свидетельствуют полученные данные проведенного исследования , в следствии которого выявлено улучшение технико-экономических показателей . ГРП позволит достичь рентабельных уровней дебитов скважин в среднем 20 тонн/сут. вместо 6 тонн/сут. без ГРП. Но ГРП на месторождениях должно проводиться с учетом системы разработки и обустройства, а для крупных залежей проектирование разработки и обустройства необходимо осуществлять с учетом массового выполнения технологии. Полученные результаты позволяют сделать заключение о целесообразности дальнейшего развития технологии ГРП, но не только на территории России , но и Казахстана. При выходе на новые рынки специалисты СП”МеКаМинефть” должны будут провести для заказчиков расчеты ГРП по предложенным скважинам, а также определить эффективность планируемых работ, с расчетом добычи нефти по скважинам кандидатам к ГРП. Но самое главное это то, что фирма должна гарантировать высокое качество планируемых работ заказчикам.

3.2 Модель прогнозирования экономической эффективности вариантов разработки с применением биополимеров отечественного производства

В качестве объекта исследования был выбран участок в южной части Покамасовского нефтяного месторождения (пласт ЮВ1), на котором ранее получен положительный эффект от обработки скважин биополимером , а так же имелись фактические данные о изменение технологических показателей с начала разработки . Геолого-физические характеристики на этом участке близки геолого-физическим характеристикам пласта в целом . Для выбранного участка осуществлено гидродинамическое компьютерное моделирование с воспроизводством на модели истории разработки, так и прогнозирование различных вариантов осуществления процессов биополимерного заводнения . Согласно , действующим принципам и правилам экономической оценки вариантов разработки и методов повышения коэффициента извлечения нефти , адаптированных к рыночным условиям , учитывается принадлежность месторождений к двум основным группам : 1) новые месторождения с растущей добычей и оценкой всех разведанных запасов; 2) старые разрабатываемые месторождения со снижающейся добычей и экономической оценкой только остаточных извлекаемых запасов и возможности повышения нефтеотдачи за счет применения биополимерного заводнения. Исследуемый участок относится ко второй группе месторождений. Для экономической оценки технологических решений использованы отечественные и международные основные положения к составлению и содержанию инвестиционных проектов , действующие отраслевые законодательства и динамическая модель расчета экономических показателей вариантов и методов оценки разработки нефтяных месторождений [18,с.20-26]. Оценка экономической эффективности биополимерного заводнения была проведена по следующим трем вариантам: 1) базовому с закачкой воды; 2) с одноразовой закачкой биополимера; 3) с постоянной закачкой биополимера. Экономические расчеты по указанным вариантам выполнены на основании технологических показателей, представленных в динамике на рисунке 3.6 и рисунке 3.7, и анализа фактической (проектной ) информации СП “МеКаМинефть” ( затраты , цены , налоги ) , а также на базе дополнительных затрат на биополимерное заводнение : стоимость установки , поэлементные эксплуатационные расходы для производства биополимера. Варианты оценки по накопленной величине потоков денежной наличности, которые рассчитываются как дисконтированная разность между выручкой от продажи нефти на внутреннем и внешнем рынках и предстоящими затратами на добычу, включая налоговые отчисления .

-1 добыча нефти по первому варианту, -2 добыча нефти по второму варианту, -3 добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.6 Динамика коэффициента извлечения нефти

-1 добыча нефти по первому варианту, -2 добыча нефти по второму варианту, -3 добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.7 Добыча нефти по вариантам разработки

Результаты экономических расчетов по варианту 1 , выполненных по технологическим показателям , которые воспроизводят историю разработки участка с 1989 г. , представлены в таблице 3.11 .

Таблица 3.11 Результаты экономических расчетов по варианту базовому с закачкой воды

Год Расходы , у.е.Посто-янныеПере- менныеАмор- ти-зация, Эксплуа- тацион-ные затраты Налоги в составе себе-стоимости Накоп- ленные затратыНало-ги в ценеВыруч- ка, у.е.При - быль у.е.19895 200634245413988570013988905031978894019905 459142849532114393043513214774522011628419919 8782607825337694169567262526924951313051319929 487297210610358471277910867320293717021556219938 8372561106103116791591398401454551391567919948 5752715106102857466711684131059437432-173619955 328131210610216314382190044695824584-400519964 02894610610175902006207634318611257-951919974 0287701047016413114622404718236447-11789Ито- го60 820159457918022404768103108147382123

Технико-экономические показатели с 1989 по 1998 г. отражают фактическую характеристику эксплуатации участка разработки . Результаты экономических расчетов показывают ,что начиная с 1993г. эксплуатация участка при полном налогообложении является убыточной и остается таковой до конца разработки , если не применить биополимерное заводнение . В связи с указанным одноразовая закачка биополимера , осуществляемая на практике по варианту 2 , является не только своевременной , но и эффективной . Срок безубыточной эксплуатации участка продлевается до 2016 , как видно из рисунка 3.8. Экономическая оценка варианта 3 с постоянной закачкой биополимера показывает, что безубыточная эффективность разработка участка обеспечивается до 2030 года (рисунок3.8) .При этом конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 0.408 (рисунок3.7) . Коэффициент извлечения по варианту 2 в 2016 году (предел экономической эксплуатации) составляет 0.344 (рисунок 3.7) . Необходимо отметить, что по варианту 3 не только повышается конечный коэффициент извлечения нефти , но и значительна улучшается характеристика динамики добычи по обводненности и соответственно снижаются затраты на добычу нефти .

-1 добыча нефти по первому варианту, -2 добыча нефти по второму варианту, -3 добыча нефти по третьему варианту.

Рисунок 3.8 Накопленный денежный поток наличности по вариантам разработки

С учетом того , что вариант 2 является фактически реализуемым на практике в 1997 году , а вариант 1 - убыточным и неприемлемым для дальнейшей разработки , прирост коэффициента извлечения нефти по варианту 3 определяется относительно варианта 2 и составляет 0.064 . А если сравнить