Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

отметить следующее: Организованная на залежи система поддержания пластового давления оказалась недостаточно эффективной и привела к быстрому росту обводненности продукции скважин добывающего фонда.

Остановка нагнетания привела к сдерживанию роста обводненности, но анализируя изменения показателей эксплуатации скважин добывающего фонда, учитывая отсутствие эффекта при попытке проведения геолого-

технических мероприятий, направленных на снижение обводненности, сам собою напрашивается вывод, что залежь нефти воронежского горизонта уже практически полностью обводнена. В сложившейся ситуации дальнейшую разработку залежи рекомендуется осуществлять в текущем режиме, без попыток увеличения отборов и без ввода под нагнетание скважины 74.

Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

По состоянию на 01.01.2013 года разработка межсолевой залежи нефти осуществляется с помощью 36 добывающих скважин с организацией системы поддержания пластового давления путём закачки воды в 11

нагнетательных скважин.

Реализуемая на залежи система заводнения внутриконтурная очаговая.

Сетка скважин достаточно плотная (19 га/скв), что обусловлено особенностями геологического строения и коллекторскими свойствами пластов.

Межсолевая залежь нефти Давыдовского месторождения отличается от большинства залежей Припятского прогиба низкими фильтрационными характеристиками пластов, что обусловило ухудшенную гидродинамическую связь между скважинами сводовой части залежи с периферийной частью и законтуром.

Особенности геологического строения залежи непосредственным образом сказываются и на поведении пластового давления в скважинах добывающего фонда и на характере обводнения скважин.

Так по добывающим скважинам расположенным вблизи очагов нагнетания значения пластового давления на порядок выше, нежели в

СПБГУАП / Санкт-Петербург

скважинах расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания.

Что касается обводнения скважин добывающего фонда, то на залежи петриковско-задонского горизонта выделяются две группы обводненных скважин:

с постоянно обводненной продукцией;

скважины, вода в продукции которых появляется периодически.

Оценить реальную обводненность данных скважин достаточно сложно.

Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (около 13-16 тыс. м3 в год).

В целом применяемая на межсолевой залежи нефти система разработки достаточно эффективна.

На протяжении последних 15 лет разработки годовые отборы нефти поддерживаются на уровне 65-70 тыс. т нефти, при этом темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2 % в год. Обводненность добываемой продукции не превышает 25 % (рис.2.31).

Исходя из значения показателей разработки можно предположить, что залежь нефти петриковско-задонского горизонта в настоящее время находится на границе между второй и третьей стадиями разработки и характеризуется сравнительно стабильными уровнями добычи нефти,

небольшим нарастанием обводнения продукции при сохранении в действии почти всего фонда пробуренных скважин.

Совокупность таких факторов, как внутриконтурная очаговая система заводнения, щадящие темпы отбора (2-4 % от НИЗ в течение всего периода разработки) позволяют работать с малой обводненностью добываемой продукции (23-25 %), достаточно высокими среднесуточными дебитами добывающего фонда скважин (6 т/сут и более). Существующая на залежи система поддержания пластового даления требует усиления. В связи с этим по ряду действующих скважин нагнетательного фонда проводят интенсифицирующие мероприятия. На 2013 год запланировано бурение

СПБГУАП / Санкт-Петербург

второго ствола из скважины 31s2 в с северной части залежи, на 2014 год планируется бурение новой нагнетательной скважины 96 с целью усиления системы ППД в северо-западной части залежи.

В целом реализуемая система разработки межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в настоящее время оценивается как эффективная. График, подтверждающий эффективность данной системы приведен на рис.2.32.

Для более надежного контроля за процессом выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи нефти, обеспечения равномерности вытеснения нефти водой, обеспечения возможностей регулирования технологических процессов и др. рекомендуется проведение как можно большего количества гидродинамических, физико-химических промыслово-

геофизических исследований.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Залежь нефти лебедянского горизонта

Залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. Разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществляется с системой поддержания пластового давления путем закачки воды в единственную нагнетательную скважину 43.

Система поддержания пластового давления организована в мае 1987

года, что сразу же отразилось на изменении энергетического состояния в залежи. Давление по добывающему фонду восстановилось практически до начального, что привело, соответственно, к увеличению отборов С организацией на залежи нефти лебедянского горизонта системы ППД в продукции скважины отмечается и первое появление воды. При этом из залежи нефти было отобрано 8 % от начальных балансовых запасов (897 тыс.

т нефти) (рис.2.33). Первой вода появилась спустя 7 месяцев с момента организации закачки в добывающей скважине 1, наиболее близко расположенной к нагнетательной скважине 43, и у которой расстояние между нижними дырами перфорации и ВНК значительно меньше, чем в других скважинах.

Дальнейшее обводнение скважин напрямую зависело от местоположения добывающих скважин относительно контура нефтеносности и нагнетательной скважины.

Характерной особенностью разработки залежи нефти лебедянского горизонта является тот факт, что при больших объёмах закачки и их неравномерном распределении, происходит прорыв закачиваемой воды к добывающим скважинам, что в свою очередь приводит к резкому обводнению скважин и, как правило, выбыванию скважин из эксплуатации.

В настоящее время по причине полного обводнения из эксплуатации выведены добывающие скважины 102 и 54.

По состоянию на 01.01.2013 года разработка залежи нефти лебедянского горизонта осуществляется в периодическом режиме: закачка воды в нагнетательную скважину 43 осуществляется при остановленном

СПБГУАП / Санкт-Петербург

добывающем фонде. Такое осуществление разработки положительно сказывается на энергетическом состоянии залежи. Пластовое давление,

замеряемое в скважинах и пересчитанное по уровню, в среднем восстанавливается на 2-4 МПа. При этом закачка ведется в течение 2-х

месяцев, объём закачки воды составляет порядка 5 тыс. м3 (2009-2010 гг.).

Данного объёма воды достаточно для стабильной работы добывающего фонда в период ведения отборов.

В целом реализуемую на залежи нефти лебедянского горизонта существующую систему разработки можно охарактеризовать как эффективную.

2.4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

Залежь нефти семилукского горизонта

С целью дальнейшей разработки залежи планируется бурение и ввод в

эксплуатацию в 2014 году новой добывающей скважины 72.

На 2013 год запланирована организация системы ППД, путём осуществления одновременно-раздельной закачки воды в нагнетательную скважину 74, осуществляющей по состоянию на 01.01.2013 г. закачку на залежь нефти воронежского горизонта.

Залежь нефти воронежского горизонта Дальнейшую разработку планируется осуществлять существующим

фондом скважин (скв.75, 77 и 78) с дополнительным переводом в 2029 году с залежи нефти семилукского горизонта скважины 72. Закачку воды осуществлять в нагнетательную скважину 74.

Рекомендации: компенсацию в 2013 г. поддерживать на уровне 40 %;

ввести в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта с применением технологии ОРЭ добывающую скважину 122,

эксплуатирующую по состоянию на 01.01.2013 года залежь нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения; скважина 76s3 -

СПБГУАП / Санкт-Петербург

перевод на залежь нефти воронежского горизонта.

Залежь нефти петриковско-задонского горизонта

Рекомендации по добывающемй фонду на 2013 год:

скважина 97 - внедрение технологии ОРЭ;

ввод новой скважины 101 Давыдовской из бурения с внедрением технологии ОРЭ;

скважина 124 - интенсификация;

скважина 65s2 - реперфорация, СКР;

скважина 57 - бурение КБС колтюбингом на деперессии;

скважина 17 - извлечение аварийных НКТ;

скважина 108 - бурение КБС колтюбингом на деперессии;

скважина 107 - ввод из бурения, СКР;

скважина 81s2 - переход на нижележащий горизонт;

бурение резервной скважины 113;

скв.109, 94 - ГРП;

скв.121, 124, 9001 - оптимизации - перевод с НВ32 на НВ38;

скв.54s2 - бурение бокового ствола.

Рекомендации на перспективу:

год, согласно прогнозному графику строительства разведочных и эксплуатационных нефтяных скважин предусматривается бурение двух нагнетательных скважин 96 и 113n Давыдовских; проведение ПНП в скважинах нагнетательного фонда.

Залежь нефти лебедянского горизонта

Рекомендации на 2013 год:

с целью определения степени влияния нагнетательной скважины 102

Давыдовской на залежь нефти лебедянского горизонта рекомендуется по скважине повторить исследования на наличие заколонного перетока;

ввод добывающих скважин 97, 101 Давыдовских, технология ОРЭ

(lb+ptr-zd_ск);

скважины 55, 57 Давыдовские - внедрение технологии ОРЭ,

СПБГУАП / Санкт-Петербург

приобщение залежи нефти лебедянского горизонта;

скважина 56s2 Давыдовская - перевод с НВ-32 на НВ-38.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ГЛАВА 3. ЭФФЕКТИКНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПЕТРИКОВСКО-ЗАДОНСКОГО ГОРИЗОНТА

ДАВЫДОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Расчет эффективности разработки месторождений нефти на территории Республики Беларусь производится в соответствии с требованиями Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений ТКП 0772007 (09100).

Исходная информация для расчетов формируется из двух блоков:

информация о параметрах внешней среды и информация о параметрах разработки конкретного месторождения.

Внешними факторами в настоящем расчете считаются:

•Курс белорусского рубля к доллару США в год начала расчетов прогноз его динамики в течение всего расчетного периода по годам.

•Инфляция по доллару в начальный период и прогноз инфляции на весь период оценки (2,5%).

•Цена на нефть марки Brent и прогноз ее динамики. Для 2008 года заложена цена 80 долларов за баррель, с последующим постепенным ростом

в1% в год.

•Цены нефтепродуктов для реализации на экспорт и на внутреннем рынке РБ.

•Налоги и платежи в соответствии с национальным законодательством.

•Стоимость процессинга в период начала оценки и прогноз ее динамики для каждого периода расчета эффективности разработки месторождения

•Среднегодовые индексы цен в капитальном строительстве,

индекс потребительских цен, индекс цен в промышленности, индекс тарифов на транспорт, динамика тарифов на электроэнергию, рост заработной платы.

Кроме того, к факторам внешней среды следует отнести ставку

СПБГУАП / Санкт-Петербург

дисконтирования, которая согласно ТКП 077-2007 (09100) рассчитывается

исходя из ставки рефинансирования Национального банка Республики

Беларусь (10% по состоянию на 02.01.2008 г.) плюс поправка на риск,

который в условиях Республики Беларусь принято считать низким (3%)

итого, суммарно дисконт для учета изменения стоимости денежных средств

во времени составит 13%.

На основе данных о денежном потоке определяются интегральные

показатели эффективности инвестиционных проектов:

чистый доход (NV);

чистый дисконтированный доход (NPV);

внутренняя норма доходности (IRR);

индекс доходности затрат (ИД);

индекс доходности инвестиций (PI);

сроки окупаемости с учетом и без учета дисконтирования (РВР)

Чистый доход характеризуется превышение денежных поступлений

над суммарными расходами и определяется

	T	i
NV =
		CF
	i=1

, млн. руб. (3.1)

где: Т - период оценки, лет;

CFi - денежный поток проекта в i - ом году, тыс. у. е.

Чистый дисконтированный доход (NPV) определяется как сумма текущих годовых значений чистого дохода, приведенных к начальному году и рассчитывается по формуле:

T	CFi
NPV =
	(1 + Ен )	i−1	, (3.2)
i=1

где: Ен - ставка дисконтирования, доли ед. или %

Внутренняя норма доходности (IRR) - норма доходности, при которой накопленной за период расчет чистый приведенный доход принимает нулевое значение и определяется по формуле:

СПБГУАП / Санкт-Петербург

T	CF		= 0
	i	i−1
i=1	(1 + IRR)

(3.3)

Срок окупаемости проекта характеризует период за пределами которого накопленный чистый доход становится положительным.

T		CF
о к
		i
	(1	+ Е	)	i−1
i=1
		н

= 0

, (3.4)

Индекс доходности затрат определяется отношением суммы дисконтированных денежных поступлений к сумме дисконтированных расходов по проекту по формуле

Т

B

pi

(1

+ Е

)

i−1

i=1

ИД =

н

,

T

(T

− И

− P

− H

)

pi

i

текi

i

(1

+ Е

)

i−1

i=1

н

(3.5)

Денежный поток инвестиционных проектов представляет собой разницу между притоками и оттоками денежный средств. При этом к оттокам относятся инвестиционные, операционные и коммерческие расходы, а также налоговые выплаты. Полученный денежный поток является основой для расчета интегральных показателей эффективности инвестиционных потоков, к основным из которых следует отнести чистый приведенный доход, внутреннию норму доходности и индекс доходности инвестиций.

Технологические параметры разработки месторождения, составляющие второй информационный блок (внутренние показатели разработки и эксплуатации месторождения) рассчитываются исходя из физических и геологических особенностей месторождения, фонда функционирующих скважин, а также планов строительства новых скважин. Основные внутренние параметры, используемые в расчетах экономической эффективности:

•Объем бурения.

•Ввод новых скважин в эксплуатацию.

•Действующий фонд скважин.

•Объем добычи жидкости.

•Объем добычи нефти.

•Объем закачки рабочего агента для поддержания пластового

давления.

Вариант

разработки

петриковского-задонского

горизонта