Файл: 1. геологический раздел 4.docx

а) высокая обводненность;

б) низкая производительность;

в) аварийное состояние.

Выявлено два участка с наибольшими остаточными извлекаемыми запасами нефти:

Центральная часть северного купола
Юго-западная часть южного купола

Наиболее перспективными для очередного проведения ББС скважинами являются скв. 282 и 299.

В ходе выбора скважин, подходящих для проведения данного геолого-технического мероприятия, критериями оценки служили:

-технологическая возможность бурения бокового ствола;

-высокое значение остаточных извлекаемых запасов (плотность остаточных запасов), например в области бурения скв. 205, имеет значение 0,65 т/м²,

-значение эффективной нефтенасыщенной толщины – более 5м

Таблица 10 - Критерии оценки скважин-кандидатов

Критерий оценки	скважина №282	скважина №299
Состояние скважины	Низкая производительность	Низкая производительность
Технологическая возможность перевода на боковой ствол	есть	есть
Значение эффективной нефтенасыщенной толщины	16,2 м.	17,1 м.
Абсолютные отметки кровли коллектора	-1898 м.	-1885 м.
Среднее значение дебитов по нефти соседних скважин	3,6 т/сут.	3,8 т/сут.

Рисунок 2 Карта остаточной плотности запасов, эффективных толщин.

2.9. Определение технологической эффективности при реализации технического решения
Технологический эффект определяется количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после проведения ББС.

Для того, чтобы обосновать величину эффекта и его продолжительность на выбранных для проведения ББС скважинах, для расчета возьмем за основу показатели разработки скв. 282 после проведения в ней данного вида ГТМ

Суть расчета эффекта (прироста дебита и продолжительности) сводится к нахождению теоретической зависимости, наиболее точно повторяющей реальное распределение дебита нефти во времени после проведения ББС и к сравнению фактически полученного дебита в результате ББС с дебитом нефти до мероприятия..

Остаточные запасы

Предлагаемая для проведения ББС скважина 243 расположена в центральной части северного купола Арланского месторождения.

Остаточная плотность запасов на участках забуривания боковых стволов достаточно велика .

Прирост дебита и продолжительность эффекта по скважине-аналогу

В скв. 282 (аналоге) боковой ствол был пробурен в ноябре 2001 года.

Анализируя график разработки этой скважины можно с уверенностью сказать, что эффект от проведеннного ББС продолжался не менее 7 лет.

Для вычисления среднего прироста дебита по скважине-аналогу воспользуемся следующими расчетами.
Определение среднего эффективного дебита нефти по годам

Год	2001-2002	2002-2003	2003-2004	2004-2005	2005-2006	2006-2007	2007-2008
Эфф. Дебит(q∆)	8,1	7,3	5,4	3,6	4,2	3,4	2,8

Определение среднего эффективного дебита за время продолжительности эффекта
q∆_ср=

q∆_ср =(8,1+7,3+5,4+3,6+4,2+3,4+2,8)/7=5 т/сут
Определение дополнительно добытой нефти от проведенного ГТМ за время продолжительности эффекта с учетом коэффициента эксплуатации 0,958

Q=5·7·350=12250тонн
Определение среднего эффективного дебита на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (скв. 299пласт Бб 17,1м)

где,

Н – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта(скв. 299 пласт Бб 17,1м)
Согласно карты эффективных нефтенасыщенных толщин, значение эффективной толщины для скв. 282 составляет 16,2 м.

Проектные эффективные дебиты по скважинам 282 от проведенных ББС считаем по формуле:
q∆_проект=H·К

где,

Н – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта

К - средний эффективный дебит на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по скважине-аналогу

q∆_проект=16,2·0,42=6,8 т/сут
Предполагаемый прирост добычи нефти от проведенных ГТМ на предлагаемых скважинах (продолжительность эффекта на скважине-аналоге 7 лет), составит:
q∆_проект ·7·350=6,8·7·350=16660 тонн
Таким образом, после проведения ББС ожидается продолжительный положительный эффект.

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения.

Цель данного раздела состоит в увеличении нефтеотдачи с провидением мероприятия по закачке ББС на Арланском месторождении. В технологической части данное мероприятие оказалось наиболее эффективным.

Критериальными показателями экономической эффективности мероприятия следующие:

- дополнительная добыча жидкости и нефти;

- налоги;

- эксплуатационные затраты;

- выручка от реализации;

- прибыль от реализации;

- экономический эффект;

- доход государства.

Система налогообложения предприятий, реализовывающих разработку нефтяных месторождений на территории РФ, в соответствии с действующим налоговым законодательством.

В состав эксплуатационных затрат введены затраты на проведение выравнивание профиля приемистости скважин.

Спрогнозированный технологический эффект дополнительной добычи нефти от ББС на скважинах 133, 118 и 956 является основой для расчета экономической эффективности.

Срок действия данных мероприятий составляет 6 кварталов.

Таблица 11 - Прирост добычи нефти после ББС

Кварталы	Добыча нефти, тонн
1	1836
2	1645
3	1450
4	1290
5	1100
6	981
Сумма	8302

Таблица 12 - Смета затрат на проведение ГТМ

№ п/п	Наименование операции	Ед. изм	Норма времени	Стоимость, бригад/час	Итого, тыс. руб
1	Переезд на скважину	км	35	5000	175
2	Глушение скважины	час	4	5000	20
3	ПР к ремонту скважины	час	21	4500	94,5
4	Подъем ГНО	час	13	4500	58,5
5	СПО шаблона с промывкой на НКТ	шт	25	4500	112,5
6	Геофизические исследования	час	11	7500	82,5
7	Присоединение отклонителя к НКТ и спуск на необходимую глубину	час	10	5000	50
8	Ориентирование отклонителя (при необходимости)	час	1	5000	5
9	Монтаж гибкого НКТ и стояка (гусака)	час	3	4500	13,5
10	Спуск фреза и фрезеровка отверстия в колонне	час	5	410000	2050
11	Спуск в скважину компоновки с гидромониторной насадкой присоединенной к гибкому шлангу и гибкому НКТ	час	6	5000	30
12	Бурение ствола	час	3	410000	1230
13	Демонтаж оборудования	час	20	5000	100
14	ПЗР перед свабом	час	3	4500	13,5
15	Свабирование	час	33	9500	323
16	Глушение скважины	час	4	5000	20
17	Спуск ГНО	час	10	4500	45
18	Заключительные работы после ремонта	час	17	4500	76,5
Итого					4500

Стоимость работ по ББС на одной скважине составляет 4500 тыс.руб.

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Согласно условиям расчета, эксплуатационные затраты составляют 60% от всех производственных затрат. Себестоимость нефти на первый квартал 2021 года составляет около $115 за баррель. Следовательно, себестоимость нефти составляет 7258 руб.

3.3 Расчет экономических показателей

Выручка от реализации:

)

где, Ц_н, - цена реализации нефти, руб.; ΔQ_н, - дополнительная добыча нефти, т.

Налог на добычу полезных ископаемых:

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – это обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с пользователей недр при добыче (извлечении) полезных ископаемых из недр (отходов, потерь).