Файл: Повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет горизонтальных скважин на примере Мишкинского месторождения.doc

В 2016 году прибыль становится отрицательной (см. табл. 25) и составляет -652.6 тыс. рублей. Таким образом, вариант 2 становится нерентабельным по отрицательной прибыли на год ранее рентабельного периода по обводненности.

---

3.3. Расчет экономических показателей проекта

3.3.1. Прибыль от реализации нефти

П_Σ = ,

где Е_Н – норма дисконта, доли ед.

В 2009 году (с июля по декабрь) прибыль от реализации составит:

П_Σ = тыс. р.

3.3.2. Капитальные вложения

К_Σ =

В 2009 году (с июля по декабрь) капитальные вложения составят:

К_Σ = = 3510.03 тыс. р.

3.3.3. Дисконтированный поток денежной наличности

NPV_Σ = ,

В 2009 году (с июля по декабрь) дисконтированный поток денежной наличности составит:

NPV_Σ = = -27758.5

3.3.4. Период окупаемости

= 0

В 2009 году дисконтированный поток денежной наличности меньше нуля, поэтому период окупаемости еще не наступил.

3.3.5. Индекс доходности



В 2007 году (с июля по декабрь) индекс доходности составит:

= -6.9

Аналогичным образом был произведен расчет экономических показателей по другим вариантам разработки (табл. 26., 27.).

Таблица 26.

Вариант 1.

	прибыль от реализации	капитальные вложения	NPV	PI
	тыс. р.	тыс. р	тыс. р.
2008	557.4	300	257.4	1.9
2009	529.5	560.8696	268.6	0.9

---

Таблица 27.

Вариант 2.

	прибыль от реализации	капитальные вложения	NPV	PI
	тыс. р.	тыс. р	тыс. р.
2007	-24248.5	3510.0	-27758.5	-6.9
2008	-8383.8	3770.9	-8644.7	-2.2
2009	1716.6	3997.7	1489.8	0.4
2010	8093.0	4195.0	7895.7	1.9
2011	11558.0	4366.5	11386.5	2.6
2012	12980.3	4515.7	12831.1	2.9
2013	14902.3	4602.1	14815.9	3.2
2014	15954.2	4677.3	15879.0	3.4
2015	16377.8	4742.7	16312.4	3.5
2016	16192.3	4799.6	16135.4	3.4

При реализации варианта 2 окупаемость наступает в 2009 году (через 2.5года), что является приемлемым результатом, так как в ОАО «Удмуртнефть» периодом окупаемости для БГС является 2.5 года.

3.4. Экономическая оценка проекта

Экономические показатели эффективности приведены в табл. 28.

Таблица 28.

		Вариант 1	Вариант 2
Прибыль от реализации	тыс. р.	557.4	16377.8
Капитальные вложения	тыс. р.	560.9	4742.7
NPV	тыс. р.	268.6	16312.4
PI		0.9	3.5
Период окупаемости	г.	-	2.5

---

С точки зрения экономической эффективности наилучшим вариантом разработки является второй вариант, при котором инвестор получает наибольший доход в размере 16 млн. р. за проектируемый срок разработки, достигается высокий индекс доходности.

Вывод.

Технико-экономические показатели разработки базового варианта значительно уступают показателям варианта 2 (табл. 28):

- рентабельный период работы меньше на 10 лет;

- накопленная добыча нефти меньше на 57.2 тыс.т.;

- за счет бурения ГС коэффициент извлечения нефти составляет на конец рентабельного периода добычи нефти 27.94%, по базовому – 23.54%. Это связано с различной продолжительностью рентабельного периода разработки. Так, например, КИН на конечную дату по второму варианту составляет 27.94%, когда по базовому варианту – 23.54. Это объясняется тем, что расчетные периоды различны. Приведя значения на конечную дату разработки первого варианта, видим, что в 2013 году по второму варианту КИН больше на 0,13%, по сравнению с базовым вариантом.

Таблица 29.

Экономические показатели эффективности

Показатели	Вариант 1	Вариант 2
Начало проекта, год	2007	2007
Окончание проекта, год	2008	2014
Проектный (расчетный) срок разработки, годы	1.5	11.5
Проектные уровни:
добычи нефти, тыс.т	1.07	5.1
добычи жидкости, тыс.м3	4.02	33.4
Накопленная добыча нефти за проектный период, тыс. т.	1.6	58.8
Накопленная добыча жидкости за проектный период, тыс. м3.	6.03	383.9
КИН на конечную дату, %	23.54	27.94
Ввод скважин из бурения, всего	0	3
боковых стволов	0	3
радиальное вскрытие	0	0
Капитальные вложения, млн.руб.	0.56	4.74
Эксплуатационные затраты, млн.руб.	7.864	263.089
Дисконтиров. поток наличности, тыс.руб.	268.6	16312.4
Индекс доходности	0.9	3.5
Период окупаемости	-	2.5

---

Наиболее продолжительный рентабельный период добычи нефти достигается при бурении БГС (вариант 2), накопленная добыча нефти и КИН при котором также максимальны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы уже давно зарекомендовали себя на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти как высокоэффективные технологии. Был проведен анализ работы таких скважин на Мишкинском месторождении. В результате были подтверждены основные критерии подбора объектов для горизонтального бурения. Также было доказано, что дебиты скважин находятся в обратной зависимости от времени бурения горизонтальной части скважины, поэтому рекомендуется уменьшить срок бурения горизонтального ствола.

Проведенный технико-экономический расчет по двум проектируемым вариантам показал эффективность бурения боковых горизонтальных стволов.

Рекомендации:

1. В процессе бурения обеспечить заданные проектные оптимальные параметры горизонтального ствола.

2. Горизонтальный ствол бурить по плавной нисходящей траектории, избегая синусоидальной формы.

3. Освоение горизонтальных стволов осуществлять на щадящем режиме (свабированием, насосом), без кислотного воздействия на пласт. В условиях неоднородного карбонатного коллектора при воздействии кислотой возможно обводнение подошвенной водой через образовавшиеся гидродинамические окна в наиболее проницаемых зонах.

4.Регулярно проводить ОПЗ в соответствии с регламентом.

5. С целью повышения качества вскрытия провести опытные работы с первичным вскрытием пласта при пониженной депрессии.

6.Конструкцию горизонтального ствола обеспечивать строго в соответствии с проектной документацией.

Общий вывод.

Считаю, что взятый курс на развитие горизонтального бурения необходимо продолжить. Продолжить решение вопросов по воздействию на пласт (термоциклическое и термополимерное).
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Технологическая схема разработки Мишкинского нефтяного месторождения. Отчет. Бугульма, УКО «ТатНИПИнефть», 1986 г.;
   
2. 
   Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского месторождения (опытный участок по разработке черепетской залежи системой горизонтальных скважин). Отчет. Уфа, БашНИПИнефть, 1992 г.;
   
3. 
   Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского месторождения с разбуриванием черепетской залежи горизонтальными скважинами. Отчет. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1995 г.;
   
4. 
   Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского месторождения с дальнейшим разбуриванием черепетского объекта горизонтальными скважинами боковыми горизонтальными стволами. Отчет. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 1997 г.;
   
5. 
   Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского месторождения (Черепановское поднятие), УдмурНИПИнефть, 2001 г.
   
6. 
   Авторский надзор за разработкой Мишкинского месторождения нефти. Отчет. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2001 г.;
   
7. 
   Авторский надзор за разработкой Мишкинского месторождения нефти. Отчет. Ижевск, Ижевский НТЦ, 2004 г.;
   
8. 
   Строительство горизонтальных скважин. Сборник докладов V Международной научно-практической конференции по горизонтальному бурению, г. Ижевск, 23–25 октября, 2000 г. – ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2001г. – 268 с.
   
9. 
   Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск, 2004. – 720 с.
   
10. 
    Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во, 1998. – 368 с.
    
11. 
    Е.И. Богомольный, Б.М Сучков., Ф.А. Каменщиков. Повышение дебита горизонтальных скважин. Нефт. хоз-во. – 1998. – №3. С. 35 – 37.
    
12. 
    Зубов Н.В. Краткий обзор инженерных методов расчета дебитов горизонтальных скважин. – 55 с.
    
13. 
    «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39.0-047-00, Москва, 2000 г.;
    
14. 
    ECLIPSE 100/ Technical Description;
    
15. 
    Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия. Минск, ООО «Новое знание», 2000 г. – 688 с.
    

---