Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

В данном примере ΔСоб ф(1тн) = 0,тогда



5. Годовой прирост прибыли в результате реализации технологического мероприятия на ЭО , тыс.руб.

∆ , (4.21)

где Ц_О(1тн) – отпускная цена 1 т нефти,(руб.) (см табл. 4.2).

∆ (тыс. руб.)


4.5 Оценка экономических результатов

Для проведения экономической оценки использования технологического мероприятия на ЭО результаты расчетов сведены в таблице 4.3.

4.5.1 Расчет относительных значений оценочных показателей

1. Годовой прирост добычи нефти на ЭО в результате реализации технологического мероприятия , %

(4.22)

(%)

2. Снижение полной себестоимости товарной продукции на 1 т нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия , %

, (4.23)



4.5.2 Экономическая оценка

В результате реализации данного технологического мероприятия на ЭО годовой объем добычи нефти увеличился на 1,12 тыс.тн (4,57%) и составит величину 25,62 тыс.т. Это обеспечило снижение полной себестоимости продукции на 1 т нефти по ЭО с 4579,9 руб. до 4521,8руб. (1,3%) и годовой прирост прибыли в размере 6964,5 тыс. руб.

Выводы

Проведенное экономическое обоснование показывает, что реализация рассматриваемых мероприятий на Богатыревском месторождении экономически целесообразно (годовой прирост прибыли составил 6964,5тыс. руб.).

Данное обстоятельство позволяет рекомендовать предложенные технологические мероприятия к внедрению на Богатыревском месторождении ОАО «Самаранефтегаз».

---

Заключение

Богатыревское месторождение расположено в Алексеевском районе Самарской области вблизи ее границы с Оренбургской областью, в 115 км к юго-востоку от г.Самары и в 9 км от районного центра с. Алексеевка.

Геологический разрез месторождения сложен отложениями девонского, каменноугольного, пермского, триас-юрского и четвертичного возрастов средней общей толщиной – 3910  (граф.прил. П.2.1) . Изученность бурением отдельных его частей неравномерна. Слабо изучена самая нижняя, терригенная часть среднего и верхнего девона, где по данным поисковой скв. 300бис, пробуренной в сводовой части Богатыревской структуры, выделяются пласты-аналоги - ДIV воробьевского и ДIII ардатовского горизонтов живетского яруса, ДII , ДI пашийского и Дк тиманского горизонтов франского яруса. Ни в одном из них ни по керну, ни по материалам ГИС и тестирования признаков нефти установлено не было. Представлены они (кроме ДII) уплотненными и заглинизированными песчаниками и алевролитами. Из пласта ДII при тестировании ИПТ был получен слабый приток пластовой воды. Вскрытая общая толщина осадков терригенного девона составляет 216 м.

Глубинное тектоническое строение района Богатыревского месторождения по отложениям девона, карбона и перми изучено по материалам сейсморазведочных работ МОГТ 1976 г. и 1980 г., глубокого поисково-разведочного (1980-84 г.г.) и эксплуатационного (1983-96г.г.) бурения, а по отложениям нижней и верхней перми - структурного бурения.

Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев

Пласт В1 залегает в кровле кизеловского горизонта турнейского яруса и сложен известняками. Керн из пород пласта был отобран в скв. 15, 16, 17, 19, 20, 22р (Центральный участок) и скв. 27п (Восточный участок). Пласт В1 продуктивен на Центральном и Восточном участках Богатыревского купола. Нефтенасыщенный керн отбирался в скв. 15, 16, 17, 20, 22р, 27п.

---

Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м.

Из залежи отобраны и исследованы две глубинные и две поверхностные пробы из скважин 16 и 20.

По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к легким – с плотностью 843,0 кг/м3, повышенной вязкости – с динамической вязкостью 6,74 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,31 МПа, газосодержание – 36,80 м3/т.

Выполнен расчет начальных и остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и газа. Начальные геологические запасы нефти составляют 2745 тыс.т , начальные извлекаемые – 1221 тыс.т. Остаточные геологические запасы на текущую дату – 2138 тыс.т, остаточные извлекаемые –614тыс.т.
По состоянию на 01.02.2015г. общий фонд добывающих скважин пласта В1 Богатыревского месторождения составляет 10 единиц, причем все скважины эксплуатируются УЭЦН, поэтому в рамках анализа действующего добывающего фонда скважин были рассмотрены все действующие скважины месторождения, оборудованные УЭЦН.

К действующему фонду добывающих скважин на начало 2015 года относятся – 10 скважин. Все эксплуатируются с помощью ЭЦН. Доля бездействующих скважин составляет 0 или 0%..

Распределение фонда скважин по дебиту нефти показывает, что 5 скважин оборудованных ЭЦН имеют дебит по нефти в интервале 0 -5 т/сут , что составляет 50% добывающего фонда скважин. 4 скважины добывает продукцию с дебитом по нефти в интервале 5-15 т/сут, что составляет 40%добывающего фонда, 1 скважина работает с дебитом по нефти в интервале более 15 т/сут, что составляет 10% эксплуатационного фонда.

---

Распределение фонда скважин по дебиту жидкости показывает, что 2 скважины имеют дебит по жидкости не превышающий 20 м³/сут (20% добывающего фонда). скважины добывают жидкость в диапазоне 20 - 40 м³/сут (30% добывающего фонда), 1 скважина работает с дебитом по жидкости в диапазоне 40-60 м³/сут (10% эксплуатационного фонда), 4 скважины работают с дебитом жидкости более 60 м³/сут(40% эксплуатационного фонда).

Распределение фонда скважин по обводненности показывает, что. 1 скважина работает при обводненности продукции не превышающей 50% (10% добывающего фонда). 3 скважины добывают жидкость с обводненностью в диапазоне 50- 80% (30% добывающего фонда), 1 скважина работает при обводненности продукции 80 – 100% (60 % эксплуатационного фонда).

Анализируя наработку на отказ добывающих скважин по гистограмме 3.16, можно сделать вывод, что наибольшая наработка на отказ добывающего оборудования зафиксирована в 2012 году и составила776 суток. Наименьшая наработка на отказ наблюдалась в 2014 году и составила 706 суток. В 2013 году средняя наработка на отказ составила 728 суток.

Как видно из круговой диаграммы 3.17, самыми распространенными причинами отказов являются:снижение изоляции кабеля- 38% и отложения парафина - 29% отказов. Второй по распространенности тип отказа –износ рабочих органов и заклинка насоса на которые приходится по 28% отказов .На отказы, связанные с негерметичностью НКТ приходится 7%.

Анализируя межремонтный период по гистограмме 3.15, можно сделать вывод, что наибольший межремонтный период работы оборудования зафиксирован в 2012 году и составил 808 суток. Наименьший МРП наблюдался в 2014 году и составил 779суток. В 2013 году средний МРП составил 802 суток.

Ввиду того, что большинство скважин пласта В1 рассматриваемого месторождения эксплуатируются с помощью УЭЦН, проверим правильность выбора насоса для скв.№ 67, добывающей продукцию пласта В1, в которую спущен ЭЦН5-45-2400.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 67 пласта B1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-45-2400, на рассчитанный насос ЭЦН5-60-2550.

---