Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

предусматривает:

−бурение 8 новых добывающих скважин и трёх вторых стволов:

скважины 124,112 (2011 г.); скважины 109, 94,107, 98, 69s2 (2012 г.);

скважины 97,101 (2013 г.); скважины 68s2 (2014 г.); скважина 9001s2 (2017

г.);

−бурение новой нагнетательной скважины 96 в 2012 году, а также усиление существующей системы ППД путём перевода в 2011 году под нагнетание скважины 102 Давыдовской (по состоянию на 01.01.2011 года в контрольном фонде на залежи нефти лебедянского горизонта) и добывающей скважины 33 в 2017 году, после достижения по данной скважине предельного значения обводненности:

−бурение одной резервной скважины 113;

−проведение СКР предусмотрено в скважинах добывающего фонда, количество операций - не более 3-х на скважину при обводненности в целом по залежи не превышающей 50 %.

Разработка залежи завершится в 2070 году. Проектный срок разработки

− 60 лет.

За проектный период будет отобрано 1687,6 тыс. т нефти и 5260,2 тыс.

т жидкости. Максимальный фонд за проектный период − 40 добывающих скважин. Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит

3794,85 тыс. т, жидкости - 7655,5 тыс. т, обводненность к концу разработки составит - 93,6 %. Коэффициент нефтеизвлечения по этому варианту достигнет 0,419, что выше проектного на 0,039 долей единиц.

Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2038 года составит

3449,83 тыс. т., накопленная добыча жидкости - 5300,1 тыс. т. Обводненность продукции - 76,6 %.

Как показали расчеты эффективности разработки, представленные в таблице 3.1 чистый дисконтированный денежный доход (NPV) по варианту разработки, исходя из ставки дисконтирования 16 %, за планируемый базовый период эксплуатации объекта 15 лет (с 2011 по 2025 годы) в целом

СПБГУАП / Санкт-Петербург

по варианту составит 291 600,423 млн. руб.

Капитальные вложения по варианту предусмотрены. Бурение 8 новых добывающих скважин и трёх вторых стволов бурение новой нагнетательной скважины 96. Инвестиционные расходы 68 062,800 млн. руб. Чистый дисконтированный доход по новым скважинам составит 61 528,743 млн. руб.

В таблице 3.1 представлены технико-экономические показатели разработки месторождения.

Таблица 3.1

Основные технико-экономические показатели проекта петриковского-

задонского горизонта Давыдовского месторождения

Наименование показателя	Ед. изм.	Значение
Технологические показатели (за базовый период оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
Накопленная добыча нефти	тыс. т.	969,475
в т. ч. из новых скважин	тыс. т.	344,599
Максимальная годовая добыча нефти	тыс. т.	86,518
в т. ч. из новых скважин	тыс. т.	28,594
Накопленная добыча нефтяного газа	тыс. м3	89191,692
в т. ч. из новых скважин	тыс. м3	31 013,905
Ввод скважин из бурения	скв.	10
- добывающих скважин	скв.	9
- нагнетательных скважин	скв.	1
Переход на новый горизонт	скв.	0
Бурение боковых стволов	скв.	3
Экономические показатели (за базовый период оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
Прогноз динамики цены белорусской нефти	$USA/bbl	79,990	123,612
(для реализации на экспорт)
-средняя, за рассматриваемый период, цена	$USA/bbl	101,801
Прогноз динамики цены нефти марки Brent	$USA/bbl	84, 200	130,118
-средняя, за рассматриваемый период, цена	$USA/bbl	107,159
Доля реализации нефти на экспорт	%	50%
Затраты на транспорт нефти на экспорт	$USA/bbl	0,000	0,000
-средние, за период, затраты на транспорт	$USA/bbl	0,000
нефти на экспорт
Операционные расходы (без налогов и	млн. руб.	50 599,342
амортизации)
Условия налогообложения
Экспортная пошлина на нефть	$USA/т	365,000	527,987
-среднее значение экспортной пошлины на	$USA/т	446,493
нефть
Налог на добычу нефи	тыс. бел. руб. /т	3,103	12,962
-средняя, за период, величина налога на	тыс. бел. руб. /т	8,033
добычу нефти
Ставка НДС	%	20%

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Экономические результаты по проекту (за базовый период оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет

Коэффициент дисконтирования	%	16,0%
Чистый доход (NV)	млн. руб.	849 750,545
Чистый дисконтированный доход (NPV при	млн. руб.	291 600,423
ставке дисконта 16%)
Инвестиционные расходы (бурение новых	млн. руб.	68 062,800
скважин)
Срок окупаемости проекта без учета	лет	0
дисконтирования
Срок окупаемости проекта с учетом	лет	0
дисконтирования (16%)
в. т. ч. по новым скважинам (за базовый период оценки 2011-2025 гг.) - 15 лет
Чистый доход (NV)	млн. руб.	303 343,615
Чистый дисконтированный доход (NPV при	млн. руб.	61 528,743
ставке дисконта 16%)
Внутренняя норма доходности инвестиций	%	36%
(IRR)
Индекс доходности инвестиций (PI)	доли ед.	2,067
Срок окупаемости инвестиций без учета	лет	5
дисконтирования
Срок окупаемости инвестиций с учетом	лет	6
дисконтирования (16%)

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тема дипломного проекта "Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения"

Залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается.

Залежь нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. По состоянию на 01.01.2013 отбор нефти составляет 110,296 тыс. т нефти или 48 % от НИЗ (229 тыс. т).

Обводненность продукции добывающего фонда - 45,6 %. Однако судить о реальной обводненности продукции скважин добывающего фонда достаточно сложно, так как эксплуатация скважин сопровождается постоянными технологическими обработками пресной водой.

Внастоящее время разработка залежи осуществляется без системы поддержания пластового давления.

Вцелом реализуемую на залежи нефти семилукского горизонта систему разработки можно считать эффективной, однако для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов требуется увеличение добывающего фонда скважин и организация системы поддержания пластового давления.

Залежь нефти воронежского горизонта находится на третьей стадии разработки. Разработка залежи осуществляется с системой поддержания пластового давления, организованной в 2006 году вводом под нагнетание скважины 74. Таким образом, учитывая текущую ситуацию на залежи воронежского горизонта Давыдовского месторождения, хотелось бы 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-

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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.

Обобщая всё вышеизложенное, хотелось бы отметить, что разработка подсолевых залежей нефти Давыдовского месторождения, несмотря на то,

что воронежский и семилукский горизонт разрабатываются как самостоятельные объекты, имеет много общего. Особенно данная связь очень четко прослеживается в начальный период разработки. Для более точного анализа сложившейся ситуации по залежам нефти семилукского и воронежского горизонтов, рекомендуется проведение полного комплекса исследований добывающего и нагнетательного фонда скважин, что позволит вести более точный контроль за разработкой подсолевых залежей Давыдовского месторождения.

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.

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.

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

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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 целом реализуемая система разработки межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в настоящее время оценивается как эффективная. 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.

Залежь нефти лебедянского горизонта Давыдовского месторождения находится на второй стадии разработки. 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 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.). В целом реализуемую на залежи нефти лебедянского горизонта существующую систему разработки можно охарактеризовать как эффективную.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Правила разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь. - Гомель; 2005. - 96 с.

2.ТКП 077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г. − Минск: Концерн "Белнефтехим", 2007. - 99 с.

. Порошин В.Д., Муляк В.В. Методы обработки и интерпретации гидрохимических данных при контроле разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2004. - 221с.

. Корфанти Е.К., Субботин Г.А., Слободянюк И.А. Геологическое

строение и промышленная оценка Давыдовского месторождения нефти Гомельской области Белорусской ССР по состоянию на 1.04.1973 г. Гомель,

1973, 196 с.

. Протокол № 6994 заседания ГКЗ СССР от 28.09.1973 г. Давыдовское месторождение нефти. - Москва, 1973

. Середницкий М.Л. Уточнение геологического строения и составление

проекта опытной эксплуатации разведочных скважин Давыдовского

месторождения. Отчет по теме		№ 1-68/Р (этап II). Фонд	объединения
"Белоруснефть”, г. Гомель, 1969.
.	Составление комплексной	технологической схемы	разработки

Давыдовского месторождения: Отчет о НИР/УкрГИПРОНИИнефть; руководитель А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов. Отчет по теме Р27-72/Д, Гомель-Киев, 1974. - 155 с.

. Отчет по теме 82.31.78/04.55. Уточненные технологические схемы и

проекты разработки нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть”. Этап IХ. Давыдовское месторождение; Руководитель темы А.К. Гончарова, Г.Н. Гурьянов. - Киев, 1978.42 с.

. Составление уточненной технологической схемы разработки

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Давыдовского месторождения: Отчет о НИР/УкрГИПРОНИИнефть; руководитель темы Н.Н. Филатова, Н.К. Карташ. - Заказ-наряд 82.31.78/04.55.

- Киев, 1985, 217 с.

. Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть”. Уточненная технологическая схема разработки Давыдовского нефтяного месторождения (заключительный).Н. Н. Филатова, Н.К. Карташ. Заказ-наряд

0.85.3955.85. Киев, 1985. - 207 с.

. Составление технологических схем (проектов) разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть”. Проект разработки Давыдовского месторождения: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель Н.А. Веремко. - Договор 95.43.95 - № ГР 1995989. - Этап заключительный. - Инв. № 1317. - Гомель, 1995. - 178 с.