Интесификация добычи нефти по скважинам АО "Юганскнефтегаз" с помощью гидроразрыва пласта

Кроме кварцевого песка в качестве закрепителя исполь-зуют и другие материалы. Это, в первую очередь, спеченый боксит (окись алюминия). Он обладает значительно большей прочностью по сравнению с обычным песком и применяется главным образом в глубокозалегающих пластах. Существенными недостатками спеченного боксита являются: более высокая плотность, затрудняющая его транспортирование в глубь трещин и высокая (на порядок и больше) стоимость его производства.

Аналогичным по прочности спеченному бокситу закрепителем является окись циркония. Такие закрепители, как окатанная ореховая скорлупа, пластмассы и другие легко деформируемые материалы практически не применяются из-за малой плотности и значительной деформируемости, затрудняющих перекачку и транспортирование их по трещине.

Так фирма»Frackmaster», в большинстве операций по гидроразрыву пласта, в качестве закрепителя использовала кварцевый песок -»carbolite», с концентрацией (масса закрепителя на единицу объёма трещины) которого в жидкости-носителе изменялась от 100 до 1000 кг/ куб. м.

1.4 ГЕОМЕТРИЯ ТРЕЩИН

Для определения результатов и эффективности гидроразрыва пласта необходимо знать интервалы, в которых образовались трещины. В настоящее время существует несколько способов определения местоположения трещин, образовавшихся при гидроразрыве.

Один из них заключается в выявлении устья трещины путём ввода в неё какого-нибудь индикатора, хорошо улавливаемого приборами. В качестве индикаторов применяются радиоактивный песок, радиоактивные шарики или радиоактивная жидкость.

Второй способ заключается в том, что определяется интервал, в котором произошло изменение приёмистости или продуктивности скважины.

Определить устье трещины и интервал, в котором произошло изменение дебита в эксплуатационных скважинах, так же можно и рядом других методов. Однако, как показал анализ всех методов определения местоположения устья трещины и интервал, в котором произошло изменение продуктивности и приёмистости скважины, они не всегда дают точную характеристику, несовершенны, а многие из них дорогостоящие и опасные.

Динамика горообразовательных процессов, складчатое строение пласта и, в связи с этим, его неравномерная нагруженность по площади дают основание считать наиболее вероятной формой развития трещин при гидроразрыве - рукавообразную форму, ориентированную в плоскости пласта в том направлении, в котором порода менее нагружена, более разрыхлена действием процессов старения, тектонических и фильтрационных сил.

Согласно гипотезе академика С.А. Христиановича, снижение давления в ограниченной области вокруг ствола скважины происходит в процессе бурения, когда выше- и нижележащие глинистые пласты, практически деформируясь в ствол скважины, снижают горное давление на продуктивный пласт. После цементажа эксплуатационной колонны эти процессы прекращаются.

В процессе эксплуатации скважины, всегда вместе с жидкостью из пласта выносится и твёрдая фаза, представленная мелкими песчаниками и разрушенным цементирующим материалом. Этот вынос породы изнутри самого пласта, существенно снижает его напряжённое состояние: пласт становится более рыхлым вокруг ствола скважины и часто, разрушаясь, даёт песчаные проб-ки. По этому другим решающим фактором, вызывающим снижение горного давления вокруг ствола скважины, являются процессы старения пласта.

Таким образом, можно сделать вывод, что наиболее вероятной формой развития трещин, форма рукавов ориентированных в том направлении, откуда больше отобрано твёрдой фазы и жидкости. В первом приближении - это направление к скважинам с наибольшей проницаемостью.

ГЛАВА IV. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Как было отмечено месторождение находится в стадии активного разбуривания и растущей добычи нефти. Разбуривается основной объект разработки - пласт БС4-5. Система заводнения - блоковая трёхрядная со стандартной плотностью сетки на первом этапе. За 1994 год по объекту достигнуты следующие показатели:

- добыча нефти 1920,3 тыс.т;

- добыча нефти механизированным способом 1797,0 тыс.т;

- добыча жидкости 2060,0 тыс.т;

- закачка воды 3402,0 тыс.т;

- эксплуатационный фонд скважин 745 шт.;

- действующий фонд добывающих скважин 492 шт.;

- фонд нагнетательных скважин 126 шт.;

- фонд механизированных скважин 538 шт.;

- ввод новых скважин 84 шт.;

- дебит новых скважин 6,5 т / сутки;

- дебит действующей скважины по нефти 13,5 т / сутки;

- дебит действующей скважины по жидкости 14,5 т / сутки;

- среднегодовая обводнённость 8,5 %.

Месторождение низко-дебитное. Средний дебит нефти за 1986 - 1992 года составляет 12,2 т /сут. В 1993 - 1994 годах дебит увеличился, это связано, в первую очередь, с применением гидравлического разрыва пласта и освоением системы заводнения.

Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки достигла 125 %. Однако, соотношение числа действующих добывающих и нагнетательных скважин, равное 5,9, указывает на неравномерную освоенность системы ППД по площади.

Вторая особенность: на месторождении велика доля простаивающего и бездействующего фонда скважин. Низка степень механизации, 30 % скважин пробуренных на низкопроницаемый коллектор, не механизировано. Месторождение нуждается в применении мер по улучшению состояния разработки. Одним из основных направлений является применение гидравлического разрыва по пласту БС4-5.

В 1998 году ОАО»ЮНГ»произвело разработку 28 нефтяных месторождений. Все месторождения находятся на разных стадиях разработки. В стадии растущей добычи находилось 11 месторождений в том числе и Приразломное нефтяное место-рождение. Однако оставались и месторождения в стадии падения добычи. Добыча нефти по последней группе составляет около 58 % от общей добычи нефти На 1998 год ОАО»ЮНГ»планировалось добыть 26000 тыс. тонн нефти, пробурить 170 тыс.м горных пород, закачать в продуктивные пласты 115705 тыс. куб. м воды. Фактически по месторождениям, разрабатываемых ОАО»ЮНГ»добыто нефти 25745 тыс. тонн (что составляет 95.5 % от уровня 1997 года) и пробурено 176 тыс.м горных пород. Падение добычи нефти связано с рядом причин:

-снижением объемов бурения месторождений;

-выбытием добывающих скважин из эксплуатационного фонда;

-ограничением откачки нефти в магистральные нефтепроводы;

-снижением объемов капитального ремонта скважин;

-снижением операций по гидравлическому разрыву пласта.

Введено в эксплуатацию в течение года 139 новых добывающих скважин с дебитом нефти 26,4 т / сут., при плане 277 скважин.

Введено под закачку 115 нагнетательных скважин при плане 122. Невыполнение плана ввода скважин под закачку связано, в первую очередь, с недостаточными темпами обустройства новых месторождений таких как Приразломное, Приобское и Лемпинское.

Действующий фонд добывающих скважин на конец 1998 года составил 6081 скважин, эксплуатационный - 9466, нагнета-тельный - 3578, контрольных - 3083, в консервации - 1559, водо-заборных - 187, в ликвидации - 1846. В течение года из эксплуата-ционного фонда выбыло 771 скважин, в консервацию - 185, в ликвидацию - 369, в контрольный - 105.

Обводненность добываемой продукции в целом по ОАО»ЮНГ»за 1998 год уменьшилась на 0,8 % и составила 72,9 % вслед-ствие вывода из эксплуатации высокообводненных нерентабельных скважин. В продуктивные горизонты закачано 117734 тыс. куб. м воды. За отчетный период добыто 94933 тыс. т жидкости. Средний дебит одной действующей скважины по нефти составил 12,7 т/сут., по жидкости - 47,0 т/сут..

В течение года переведено на механизированный способ добычи 218 скважин. Механизированный фонд на 1.01.99 год по ОАО»ЮНГ»составил 7963 скважины, из которых добыто 25287 тыс. т нефти (98,2 % от общей добычи).

На 1999 год планируется добыть 24610 тыс.т, что на 1135 тыс.т (4,4%) ниже уровня добычи 1998 года. Планируемая среднегодовая обводненность в 1999 году - 74,4 %, что на 1,5 % выше, чем в 1998 году. Планируемый:

- среднегодовой дебит нефти - 12,3 т/сут;

- дебит жидкости - 47,6 т/сут;

- действующий фонд добывающих скважин - 6097 скважин;

- ввод нагнетательных скважин - 65 скважин.

Как было отмечено, текущее состояние разработки целого ряда месторождений ОАО»ЮНГ»находятся на завершающей стадии разработки характеризующейся высокой обводненностью и падением добычи нефти.

По состоянию на 1.01.98 года на месторождениях ОАО»ЮНГ»при средней обводненности добываемой продукции 72,9 % отобрано лишь 44,6 % от начальных извлекаемых запасов, что указывает на недостаточное использование потенциала реализуемых систем разработки.

Основная задача на завершающих стадиях разработки месторождений заключается в замедлении темпов падения добычи нефти, уменьшения доли воды в продукции скважин и более эффективное доизвлечение остаточных запасов.

В таких условиях для улучшения условий вытеснения нефти и дополнительного вовлечения в разработку запасов нефти в первую очередь необходимо применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, направленных на выравнивание проницаемостной неоднородности пласта и способствующих увеличению охвата пласта заводнением, и конечно применение гидродинамических методов.

В 1998 году на месторождениях ОАО»ЮНГ»приме-нялись традиционные методы увеличения нефтеотдачи, в том числе физико-химические, гидродинамические и гидравлический разрыв пласта (ГРП). Всего за 1998 год проведено 1201 скважино - операций по внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов. Суммарная дополнительная добыча за счет применения методов увеличения нефтеотдачи пластов составила 8023,599 тыс. тонн нефти.

ПУНКТ 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ФХМ МУН

В 1998 году на месторождениях ОАО»ЮНГ»количество обработок с применением ФХМ составило 1081 скв./опер. (без учета ГРП и индикаторных исследований).

Дополнительная добыча нефти за счет ФХМ в 1998 составила 1165,994 тыс. тонн (без учета ГРП).

Работы по внедрению методов повышения нефтеотдачи осуществлялись ООО»Нефтехимсервис», НУПНП и КРС № 1,2, Майским УПНП и КРС, ПКРС НГДУ.

Научно техническое сопровождение, разработку программ применения конкретных технологий по месторождениям и опытным участкам, авторский надзор и расчет технологической эффектив-ности осуществлялся Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ»Нефтегазтехнология») совместно с отделом ПНП ОАО»ЮНГ».

Из ФХМ применялись:

- потокоотклоняющие технологии (большеобъемные полимерные составы (БПС), ГАЛКА, ГИВПАН, ТЕМПОСКРИН, ЭПДС, СПС и т.д.);

- технология комплексных обработок ПЗП нагнетательных и добывающих скважин;

- технологии регулирования процесса нефтевытеснения и нефтеизвлечения;

- ОПЗ добывающих скважин с целью ликвидации солеотложений;

- комплекс геолого-технических мероприятий (ГКО, СКО, дострел перфорация).

В 1998 году работы по внедрению потокоотклоняющих технологий осуществлены во всех НГДУ ОАО»ЮНГ». Поскольку большинство этих технологий основаны на использовании полиакриламида (ПАА), то рассмотрим в первую очередь данный вид технологий.

1.1 ТЕХНОЛОГИИ НА ОСНОВЕ ПОЛИАКРИЛАМИДА

Работы по внедрению большеобъемных гелевых систем на Приразломном месторождении проводились с 1993-97 года. В течение данного периода работы осуществлялись силами АО»ТЕХ-НОЛОГИЯ - СЕРВИС»(ООО»Нефтеотдача»). В 1998 году из-за отсутствия финансирования работы не проводились.

В зависимости от конкретных условий (в частности от приемистости скважины) при внедрении технологии БГС в скважину закачивалось от 1 до 14 тыс. куб. м рабочего агента, раствора полимера около 0,1 % с расходом ПАА от 1 до 15 тонн. Дополнительная добыча нефти за 1998 год по всем участкам, включая обработку 11 скважин, проведенных в 1997 году составила 242,251 тыс. т.

Положительным фактором предопределившим такие результаты является грамотный (за редким исключением) выбор опытных участков и, что не менее важно, времени воздействия и моментов повторных обработок. Высоким результатам способствовало также сочетание воздействие БГС с форсированным отбором жидкости по ряду участков. По всем участкам количество положительно отреагировавших скважин больше, чем скважин с отрицательным эффектом.

Таким образом, вышеизложенное, позволяет сделать вывод как о неоспоримом качественном эффекте, так и о перспективах применения БГС на месторождениях ОАО»ЮНГ».

1.2 ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВЫЕ СИСТЕМЫ»ТЕМПОСКРИН»

Полимерно-гелевая система»Темпоскрин», согласно программе и методике, составленной разработчиком (РГУ им. И.М. ГУБКИНА, г. Москва), предназначена для изоляции высоко-проницаемых обводненных пластов, изменения направления водо-притоков, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения. Повышение нефтеотдачи пластов при применении ПГС»Темпоскрин»достигается за счет особых свойств, приготавливаемой на его основе полимерно-гелевой системы. Водные растворы ПГС обладают сильновыраженными аномальными реологическими свойствами: со снижением давления в движущемся потоке водного раствора вязкость возрастает, поэтому при закачке в пласт частицы»Темпоскрина»устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины, что позволяет выравнивать профиль приемистости и изолировать обводненные пропластки.

В 1998 году с целью адаптации технологии к различным геолого-техническим условиям и накопления статистических данных, геологической службой НГДУ было принято решение о широкомасштабном внедрении ПГС»Темпоскрин»и сшитых полимерных составов (СПС). В продолжение этого решения Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть была разработана программа работ, предусматривающая закачку раствора ПГС»Темпоскрин»и СПС на месторождении.

Дополнительная добыча нефти по 72 реагирующим скважинам (добывающим) составила более 46,0 тыс.т нефти.

1.3 СШИТЫЕ ПОЛИМЕРНЫЕ СОСТАВЫ (СПС)

В основе технологии обработки скважин СПС лежит способность частично гидролизованного полиакриламида образо-вывать с поливалентными металлами соединение с пространст-венно сшитой структурой. Наиболее часто используемым реагентом-сшивателем являются хромкалиевые квасцы, содержащие трехвалент-ный катион хрома, который благодаря своей поливалентности»сшивает»молекулы ПАА.

Внедрение данной технологии было также осуществлено на Приразломном месторождении. Анализ результатов внедрения показывает, что средняя продолжительность эффекта составляет 6 месяцев. Технологическая эффективность в целом по технологии для данного объекта составила от 0,8 до 4,2 тыс.т на тонну ПАА.

1.3 ЭМУЛЬСИОННЫЕ ПОЛИМЕРНО-ДИСПЕРСНЫЕ СОСТАВЫ

Сущность данной технологии в том, что на первом этапе с помощью ЭПДС блокируются наиболее проницаемые интервалы, на втором этапе проводятся работы по интенсификации приемистости слабопринимающих интервалов пласта с помощью технологии ПАВ- кислотного воздействия.

Работы по данной технологии были осуществлены в 1997 году на 4 месторождениях ОАО»ЮНГ», точнее в двух его НГДУ»ЮН»и»ПН». Технологический эффект по этим участкам продолжался и 1998 году.

Суммарная дополнительная добыча нефти по трем участкам Петелинского месторождения составила 24,8 тыс.т. Технологическая эффективность для различных объектов составила от 37 до 95 тонн на 1 тонну смеси всех реагентов.

1.5 СШИТЫЕ ПОЛИМЕРНО-ДИСПЕРСНЫЕ СИСТЕМЫ

Работы по внедрению данной технологии были начаты в 1997 году на опытном участке пласта БС Усть-Балыкского месторождения и продолжены в 1998 году. Опытный участок включает в себя 20 обработанных нагнетательных скважин с охватом более 72 реагирующих добывающих скважин. Дополнительная добыча нефти составила более 38,0 тыс. т.

1.6 ЭМУЛЬСИОННЫЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ.(ЭПАПС)

По данной технологии в июле 1996 года на Южно-Сургутском месторождении было обработано 8 нагнетательных скважин. Технологический эффект продолжался 17 месяцев и составил с начала обработки более 53,0 тыс. т дополнительно добытой нефти. Удельный технологический эффект составил 382 тонны на тонну смеси всех реагентов.

ПУНКТ 2. ТЕХНОЛОГИИ НА ОСНОВЕ ТЕРМОСТОЙКИХ

ПОЛИМЕРОВ

2.1 КОМПОЗИЦИЯ НА ОСНОВЕ ПОЛИМЕРА ГИВПАН

Физико-химическая сущность применения композиции на основе полимера Гивпан заключается в том, что при взаимо-действии в пластовых условиях полимера со сшивателем образуется термостойкий гелеобразный осадок, устойчивый к размыву и способный селективно повышать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемой водонасыщенной части пласта.

Внедрение данной технологии осуществлено в 1998 году на Приразломном месторождении. Технологическая эффективность в целом по технологии для различных объектов составляет от 25 до 532 тонн на тонну Гивпана. Анализ внедрения показала, что средняя продолжительность эффекта составила 10 месяцев.

ПУНКТ 3 ТЕХНОЛОГИИ НА ОСНОВЕ НЕОРГАНИЧЕСКИХ ГЕЛЕ- И ОСАДКООБРАЗУЮЩИХ ПОЛИМЕРОВ

3.1 КОМПОЗИЦИЯ»ГАЛКА»

Работы по внедрению технологии на основе композиции»Галка»были продолжены в 1998 году.

Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте с помощью состава»Галка»в том, что под воздействием температуры продуктивного пласта (70 гр. по Цельсию и выше) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия. При данной температуре карбамид в водной среде гидролизуется с образованием аммиака и двуокиси углерода по схеме:

2(NH2)2CO + H2O = 4NH3 + 2CO2.

Выделяющийся аммиак образует щелочную буферную систему (рН = 9,0 - 10,5). При этом из хлорида алюминия образуется гель гидрооксида алюминия:

AlCl3 + 3NH3 + 3H2O = Al(OH)3 + 3NH4Cl.

Образующийся гель препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части пласта и приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. При этом дополнительным положительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде.

В итоге можно отметить что всего по данной технологии на 1.1.99 год обработано 59 нагнетательных скважин. Анализ результатов показывает, что средняя технологическая эффективность, в целом составила от 78 до 870 тонн на тонну»ГАЛКИ». В 1998 году Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть совместно с институ-том НИИ»Нефтеотдача»(г. Уфа) при согласовании с разработ-чиком были продолжены работы по разработке зимней товарной формы композиции»ГАЛКА». было охвачено 26 нагнетательных скважин. Оценка эффективности внедрения показала, что дополни-тельная добыча нефти только за 1998 год составила 9,0 тыс.тонн.

ПУНКТ 4. РЕЗЮМЕ НА ПРИМЕНЕНИЕ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Всего за отчетный период работы по данным технологиям проводились на 16 месторождениях. Закачено с начала обработок более 97 тыс. куб. метров водного раствора реагентов. Обработано 228 нагнетательных скважин в том числе в 1998 году - 124 скважины. Затраты на внедрение составили более 36,5 млн.руб., в том числе в 1998 году - 15,5 млн.руб.. Накопленная добыча нефти составила более 1138 тыс.тонн, в том числе в 1998 году - 587,994 тыс.тонн.

На основании вышеизложенного, следует отметить, что в течение 1997-98 гг. на месторождениях ОАО»ЮНГ»основное внимание было уделено широкомасштабному внедрению и адаптации группы потокоотклоняющих технологий.

Представляет большой практический интерес сравнение экономической эффективности применения потокоотклоняющих технологий. Для оценки эффективности рассмотрены 6 основных технологий, по которым были получены подтвержденные технологические эффекты с достаточной статистикой. Из них БГС, ПАПС-ЭПДС и ПГС»Темпоскрин»рекомендуются для применения на объектах разработки с пластовой температурой до 75 С, композиция на основе полимера Гивпан может применяться в диапазоне температур до 120 °С и композиция»ГАЛКА»может применяться только на объектах с температурой пласта 70 °С и выше. По величине удельной технологической эффективности на тонну реагента технологии располагаются в следующий ряд: БГС (3452 т/т), ПГС»Темпоскрин»(2311 т/т),»ГАЛКА»(201 т/т),»Гивпан»(180 т/т), СПС (148 т/т) и ЭПДС (71,0 т/т).

Наименьшие удельные затраты в расчете на одну тонну дополнительно добытой нефти оказались по технологии БГС - 28 руб/т, наибольшие затраты по технологии ЭПДС (92 руб/т). По остальным технологиям удельные затраты находятся в пределах 35-68 руб/т.

ПУНКТ 5. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЛИКВИДАЦИИ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

Эксплуатация нефтяных месторождений находящихся на поздней стадии разработки сопряжена с отложениями минеральных солей, как в наземном, подземном оборудовании, так и в призабойной зоне пласта. Процесс солеобразования во многом определяется химическим составом попутно добываемой воды и их стабильностью.

В связи с этим работы по борьбе с отложениями солей должны проводиться на тех объектах где водная среда отличается повышенной нестабильностью (содержание бикарбоната кальция больше его равновесного значения). Работы по данной технологии в 1998 году проводились только на месторождениях НГДУ»Майскнефть». Всего по данной технологии работы проведены на 13 скважинах, причем на 3 скважинах ОПЗ проведено с химреагентами, поступившими по Кредиту Мирового Банка. Закачено 845 куб. метров растворов реагентов. Затраты на обработку составили 736,4 отметить, что основная цель данных обработок является ликвидация солеотложений и как следствие этого увеличение межремонтного периода работы скважин, в результате которого и образуется дополнительная добыча нефти. Дополнительная добыча нефти составила более 3,0 тыс.тонн.

ПУНКТ 6. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Данное направление предусматривает проведение комплекса текущих геолого-технических мероприятий на скважинах (СКО, ГКО, КОП-1, углубление забоя) целью которых является интенсификация добычи нефти. Всего по данному направлению на месторождениях ОАО»ЮНГ»в 1998 году проведено 732 скважино-операций и получено дополнительно 357,237 тыс.т нефти.

Анализ данных обработок показал что обычные СКО, ГКО являются малоэффективными, но для более полной выработки запасов необходимо проводить эти мероприятия, постоянно совершенствуя технологию.

ПУНКТ 7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ПЗП НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

В последние годы на месторождениях ОАО»ЮНГ»широко используется технология комплексной обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП), позволяющая восстановить или увеличить их приемистость, что приводит в конечном итоге к увеличению дебита реагирующих добывающих скважин. Такая проблема в особенности актуальна на низкопроницаемых и малодебитных участках высокопродуктивных месторождений. Последовательность работ при осуществлении комплексной ОПЗ пласта заключается в предварительном воздействии нефтяным растворителем, соляной или глинокислотой с последующей промывкой растворами ПАВ. В последние годы на низкопроницаемых коллекторах практикуется вариант КОПЗ - направленное кислотное воздействие, при котором осуществляется предварительная изоляция высокопроницаемых водопринимающих интервалов с последующим комплексном воздействием по традиционной схеме. Работы по данной технологии в 1998 году проводились на семи месторождениях. Всего за отчетный период обработана 81 нагнетательная скважина, в том числе по Приразломному месторождению (наибольшее количество скважино-опе-раций) 30 скважин. Всего с начала обработок дополнительно добыто более 11,0 тыс.тонн нефти.

ПУНКТ 8. АНАЛИЗ ВНЕДРЕНИЯ ОПЗ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НЕФТЯНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Обработка ПЗП добывающих скважин хим.реагентами - традиционный метод интенсификации притока нефти из продуктивного пласта. Данный вид обработок применяется на скважинах малодебитного, низко- и среднеобводненного фонда. Физико-химическая сущность методов интенсификации отбора нефти путем ОПЗ добывающих скважин заключается в восстановлении или увеличении их продуктивности путем воздействия на ПЗП различными реагентами - растворителями, кислотами и т.д.

Данные обработки проводились с целью восстановления продуктивности скважин, загрязненных асфальто-смолянистыми отложениями и водонефтяными эмульсиями. Обработки заключались в закачке в ПЗП растворителей Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330, Нефрас С4 120/240 или их смеси. Всего за 1998 год обработано 30 добывающих скважин. Дополнительная добыча составила более 16,0 тыс.тонн нефти.

ПУНКТ 9. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕДОБЫЧИ

В настоящее время применение гидродинамических методов заключается в том что по некоторым месторождениям осуществляется циклическая закачка, связанная с сезонным изменением объемов закачиваемой воды в несколько раз или изменением фильтрационных потоков в результате отключения нерентабельных высокообводненных скважин.

За счет ГТМ повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО»ЮНГ»дополнительная добыча нефти в 1998 году составила 235,754 тыс.т нефти. Необходимо отметить что дополнительная добыча носит чисто оценочный характер поскольку, во-первых алгоритм расчета допускает некоторую погрешность технологического эффекта, во-вторых, не исключена вероятность наложения эффекта от проведения других ГТМ.

ПУНКТ 10. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ГЛУБОКОПРОНИКАЮЩЕГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Применение ГРП на ранней стадии разработки месторождений содержащих запасы в низкопроницаемом пласте является наиболее эффективным средством улучшения технико-экономических показателей разработки. Для некоторых месторождений ОАО»ЮНГ», таких как Приразломное, Приобское, Мало-Балыкское и Средне-Асомкинское, использование ГРП является единственно возможным условием для добычи нефти в объемах предусмотренных проектными документами. Массовое применение ГРП на место-рождениях ОАО»ЮНГ»началось в 1989 году. На начало 1999 года общее количество ГРП проведенных в ОАО»ЮНГ»составило 2235. Подобных показателей нет ни в одной нефтедобывающей компании Российской Федерации.

За 1998 год на месторождениях ОАО»ЮНГ»произведено 120 ГРП. Из них 35 ГРП на углеводородной основе и 85 на водной основе. Работы проводились совместным предприятием ЗАО»ЮганскФракмастер».

В 1998 году продолжились работы по обработке скважин методом ГРП из фонда УБР и последующей сдачей НГДУ. Всего по ОАО»ЮНГ»было обработано 60 скважин из фонда УБР.

Из скважин обработанных методом ГРП в 1998 году было получено дополнительно 712,958 тыс.тонн нефти. Всего из скважин обработанных методом ГРП за период 1989-1998 гг. в 1998 году, дополнительно добыто 6621,851 тыс.тонн нефти.

При производстве ГРП ЗАО»ЮФМ»применяло жидкости собственного производства, как на дизельной основе (ОГ-10), так и на водной основе (АМ-12). Для загеливания жидкостей на углеводородной основе кроме базовой жидкости применяется трехкомпонентный химический состав, а для загеливания жидкостей на водной основе этот реагент включает себя семь компонентов.

Расклинивающий материал (проппант) применялся с учетом геолого - технологических особенностей месторождений. ЗАО»ЮФМ»использовала проппанты в основном двух видов:

- «Карбо-Лайт 20/40»;

- «Суперпроп 16/30»;

Наиболее широко применялся проппант»Суперпроп 16/30». Проппант 16/30 имеет улучшенные прочностные характеристики но требует плавного наращивания концентрации, так как при агрессивном графике закачки возникают дополнительные потери давления в интервале перфорации.

Наиболее качественные и количественные показатели в 1998 году были достигнуты на Приразломном месторождении: 32 скважино-операции ГРП и 326,315 тыс. тонн дополнительно добытой нефти.

В течение 1998 года освоено после ГРП и введено в работу 148 скважин на месторождениях ОАО»ЮНГ». Общие затраты, представленные в счетах на оплату работ по обработке скважин составили - 131,1 млн. руб. (удельные затраты на одну скважино-операцию по полному циклу ГРП по ЗАО»ЮФМ»составили 1045,5 тыс. руб. (без НДС)).

ТАБЛИЦА № 10.

Средняя цена ГРП по НГДУ,ОАО»ЮНГ», тыс.руб.(без НДС)

НГДУ	Стоимость одной скважино-оперции.
1	2
«МАМОНТОВНЕФТЬ»	978,9
«МАЙСКНЕФТЬ»	1068,6
«ПРАВДИНСКНЕФТЬ»	1014,6
ДОМНГ	1049,4

Средние цены по ЗАО»ЮФМ»сложились из цен на скважины фонда НГДУ и УБР.

По предварительным результатам работы скважин, на которых использовались жидкости на углеводородной основе, экономия за счет применения ГРП на водной основе составила 5,467 млн. рублей, а большого отличия в средних дебитах по месторождениям в целом не наблюдалось. Поэтому, как один из методов сокращения затрат на ГРП в 1999 году на месторождениях ОАО»ЮНГ»рекомендуется проведение всех ГРП на водной основе. При этом периодически будет проводиться сравнительны анализ работы скважин после ГРП на различных основах.

Предлагается для снижения затрат на 1999 год использование материалов заказчика при проведении ГРП, приобретенных у Российских производителей, т.к. расценки получаемые подрядчиком, хим. реагенты и проппант из США и Канады, формируются исходя из затрат на приобретение, доставку и таможенную очистку.

ПУНКТ 11. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ФХМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

За отчетный период силами ООО»НХС»на месторождениях данного НГДУ проведено 68 скважино-операций, в том числе на нагнетательном фонде - 2 скважин обработаны потоко-отклоняющими технологиями, 39 скважин - КОПЗ, и 19 - растворителями НЕФРАС. На 8 скважинах проведены индикаторные исследования (КИИ).

За отчетный период по НГДУ при затратах на внедрение МУН 7,029 млн.руб дополнительно добыто 170,327 тыс.тонн, в том числе за счет потокоотклоняющих технологий - 62,262 тыс.тонн, КОПЗ нагнетательных скважин - 99,723 тыс.тонн и ОПЗ НЕФРАСом - 8,342 тыс.т. Сравнительно высокая доля (58 %) дополнительно добытой нефти за счет КОПЗ нагнетательных скважин объясняется особенностью геологического строения месторождений (в т.ч. Приразломное, Лемпинское, Правдинское), характерным для которых являются низкие коллекторские свойства продуктивных пластов (это вызывает необходимость проведения работ по восстановлению и повышению приемистости нагнетательных скважин).

ТАБЛИЦА №11.(а)

КОЛИЧЕСТВО ПРОВЕДЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОАО»ЮНГ», за 1998 год.

НГДУ	Физико-химические методы	ГРП	ИТОГО
	ПОТОКО-ОТКЛО-НЯЮЩИЕ	КОПЗ	НЕФТЯНЫЕ РАСТВО-РИТЕЛИ	ЛИКВИДАЦИЯ СОЛЕОТЛО-ЖЕНИЙ	КГТМ (СКО,ГКО)	ВСЕГО ПО ФХМ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ЮН	63	1	--	--	312	376	0	376
МН	49	24	11	13	80	278	47	325
ПН	2	39	19	--	72	132	48	180
МН	10	--	--	--	265	275	4	279
ДОМНГ	--	17	--	--	3	20	21	41
ЮНГ	124	81	30	13	732	1081	120	1201

ТАБЛИЦА № 11.(б)

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ ОТ ПРОВЕДЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕДОБЫЧИ ПО ОАО»ЮНГ», за 1998 год.

НГДУ	Физико-химические методы	Гидро-дина-мические методы	ГРП	ИТОГО
	ПОТОКО-ОТКЛО-НЯ-ЮЩИЕ	КОПЗ	НЕФ-ТЯНЫЕ РАСТВО-РИТЕЛИ	ЛИКВИ- ДАЦИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ	КГТМ (СКО,ГКО)
ЮН	237,02	5,3	--	--	151,78	--	868,4	1272,0
МН	36,84	27	7,93	3,01	25,621	--	2048,7	2201,2
ПН	62,26	99	8,34	--	127,47	45,968	2862,4	3208,2
МН	251,9	--	--	--	44,159	189,786	139	624,82
ДОМНГ	--	7,8	--	--	8,202	--	701,29	717,37
ЮНГ	587,99	140	16,27	3,01	357,24	235,754	6621,8	8023,5

ГЛАВА V. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА ПРИРАЗЛОМНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Как видно из таблицы № 11(б) (см. глава IV) большую часть дополнительно добытой нефти (по НГДУ) получили после проведения ГРП, несмотря на то что скважино-операций было проведено намного меньше, чем, к примеру, по проведению физико-химических методов интенсификации добычи нефти. Однако для полного обоснования применения ГРП на Приразломном месторождении необходимо произвести расчеты технико-экономических показателей и основных параметров процесса, а затем произвести анализ полученных результатов и сделать определенные выводы, которые ясно показывали бы о рентабельности или наоборот о неэффективности применения данного метода интенсификации на месторождении. К обоснованию применения ГРП на Приразломном месторождении предлагаются следующие виды расчетов:

а) ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:

- расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта;

- расчет эффективной длины трещины;

- анализ технологической эффективности ГРП;

б) ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:

- структура НК»ЮКОС»и НГДУ»Правдинскнефть»;

- анализ технико-экономических показателей НГДУ»Прав-динскнефть»;

- расчет экономической эффективности от применения ГРП и анализ полученных результатов;

ПУНКТ 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Рассчитаем основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 856. Для расчета используем исходные данные, приведенные в ТАБЛИЦЕ № 1.1.

ТАБЛИЦА № 1.1.

ПАРАМЕТРЫ	СКВА. № 856
1	2
глубина скважины, м	2552
верхняя граница интервала перфорации, м	2507
нижняя граница интервала перфорации, м	2529
величина интервала перфорации, м	22
дебит скважины по жидкости, м3 /сут.	26,7
Дебит скважины по воде, м3 /сут	2,9
дебит по нефти, м3 /сут	23,8
пластовое давление, МПа	22,2
внешний диаметр НКТ, мм	89
диаметр эксплуатационной колонны, мм	146

Известно так же, что в качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется амбарная нефть с плотностью 930 кг/м³ и вязкостью 0,275 Па. с. Предполагается закачка в скважину Qп (песка) 5 тонн диаметром зерен 1 мм. Принимаем темп закачки Q = = 0,012 м³/с. Под закачку используют агрегат 4АН - 700.

Имея исходные данные можно приступить к расчету:

1. Рассчитаем вертикальную составляющие горного давления:

2. Принимая = 0,3 рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:

3. Зная составляющие горного давления рассчитаем забойное давление разрыва:

4.Определим объемную концентрацию песка в смеси, где С_п

концентрация песка в 1 м³ жидкости:

5. Рассчитаем плотность жидкости - песконосителя с песком:

6. Рассчитаем вязкость жидкости - песконосителя с песком:



7. Определим число Рейнольдса:

8. Коэффициент гидравлического сопротивления получили равным:

9. Рассчитаем потери на трение:

10. Учитывая то, что при значении Re 200 значение потерь на трение увеличится в 1,52 раза:

11. Рассчитаем давление на устье развиваемое при закачке жидкости - песконосителя:

12. Агрегат 4АН-700 на 4 скорости развивает рабочее давление 29 МПа, а рабочий расход 0,0146 м³/с, следовательно необходимое число агрегатов будет равно:

13. Определим объем продавочной жидкости:

14. Рассчитаем количество жидкости для осуществления ГРП:

15. Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на 4 скорости:

1.2 РАСЧЕТ РАЗМЕРОВ ТРЕЩИН

1. Рассчитаем длину вертикальной трещины:

2. Определим раскрытость трещины:

1.3 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Основным результатом применения данной технологии в добывающих скважинах является увеличение притока продукции из обработанного интервала пласта в скважину.

Технологическая эффективность ГРП зависит от многих факторов, их можно разделить на группы:

- геологическая характеристика объектов;

- параметры процесса ГРП (геометрия и проводимость трещин);

- технология разработки объекта (система разработки, близость нагнетательных рядов, степень истощения пластовой энергии, способы эксплуатации, продуктивность, текущие дебиты и обводненность скважин).

На Приразломном месторождении (пласт БС4-5) проведено 163 гидроразрыва пласта (на 1997 год), что составляет 23 % всех гидроразрывов АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ». Средняя нефте-насыщенная толщина пласта составляет 13 м, залежь чисто-нефтяная, система разработки трёхрядная.

Средний дебит по жидкости до гидроразрыва пласта составлял 5,3 т/сут, по нефти - 5,1 т/сут, обводнённость - 3,4 %. По 19-ти скважинам (12 % от всего числа скважин) до гидроразрыва средний дебит по жидкости составлял более 10 т/сут (с дебитом более 20 т/сут не было ни одной скважины максимальный дебит 19 т/сут).

После проведения гидроразрыва средний дебит по жидкости увеличился до 37,8 т/сут (в 7,1 раза), по нефти - до 33,9 т/сут (в 6,6 раза). Лишь по 12-ти скважинам средний дебит по жидкости после гидроразрыва не превышает 10 т/сут, что составляет всего 7,4 % от числа скважин, подвергнутых гидроразрыву пласта. Количество скважин, работающих со сред-ним дебитом более 50 т/сут, составляет 25 % от всего числа скважин. Максимальный дебит по жидкости после проведения гидроразрыва пласта составил по одной из скважин 146 т/сут (всего скважин с максимальным дебитом, после гидроразрыва пла-ста, более 100 т/сут, шесть), средний же максимальный составляет 56,5 т/сут. Текущий дебит жидкости, на 1.02.95 г., составил 31,4 т/сут, то есть в 5,9 раза больше среднего до гидроразрыва и на 6,4 т/сут меньше среднего после гидроразрыва, дебит нефти соответственно - 27,6 т/сут или в 5,4 раза больше среднего до гидроразрыва и на 6,3 т/сут меньше среднего после гидроразрыва; другими словами текущие дебиты по жидкости и по нефти уменьшились соответственно не более чем на 17 % по сравнению со средними после гидроразрыва, то есть эффект носит достаточ-но длительный характер.

Средняя обводнённость после гидроразрыва составила 10,4 % или на 7 % больше средней до гидроразрыва; текущая обводнённость составила 12 % или на 8,6 % больше средней до гидроразрыва и на 1,6 % больше средней после гидроразрыва. При этом, текущая обводнённость по 10-ти скважинам превышает 30 % (по одной из них более 70 %), что составляет всего 6 % от общего числа скважин с гидравлическим разрывом пласта, по 23-м скважинам обводнённость превышает 20 % (это составляет 14,5 % от общего числа). По 83-м или по 52 % обработанных скважин текущая обводнённость не превышает 10 %. В настоящее время находится на простое 12 скважин (по 4-м скважинам гидроразрыв сделан 11.1994 - 11.1995 гг. и они в учёт не принимались), что составляет всего 7,5 % от общего числа скважин.

Таким образом, применение гидроразрыва пласта на пласт БС4-5 Приразломного месторождения в условиях рядной системы, большой толщины пласта и чистонефтяного характера залежи было довольно успешным. Средний дебит по нефти вырос более, чем в 6 раз; успешность применения гидроразрыва составляет 95 % (очень хороший результат для Западной Сибири), что не уступает мировому опыту применения гидроразрыва пласта; обводнённость возросла незначительно: с 3,4 % до 10-12 %; самое главное то, что эффект устойчив во времени. В приложениях (приложения № 6) приведены показатели эффективности ГРП, общей эффективности и успешности проведения данного мероприятия, а так же динамики добычи нефти из скважин подвергнутых ГРП, - изменения дебита нефти по годам до и после ГРП, - динамика изменения обводнённости по годам до и после ГРП, среднегодовой прогноз падения добычи нефти из скважин подвергнутых ГРП.

2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ПУНКТ 1. СТРУКТУРА НК»ЮКОС»И НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

1.1 СТРУКТУРА НК»ЮКОС»

Новая структура управления компанией была разработана в 1998 году при участии зарубежных специалистов (организационная структура НК»ЮКОС»представлена в приложениях № 7). Основной задачей реструктуризации является значительное повышение эффективности управления компанией и, как следствие этого снижение издержек производства. Причинами проведения реструктуризации по праву можно считать резкое снижение цен на нефть на мировых рынках, значительные размеры налоговых платежей при высокой себестоимости продукции. Разработанную ими схему управления оригинальной назвать нельзя - это стандартная структура западного нефтедобывающего предприятия 80-х годов.

Два основных подразделения называются»ЮКОС exploration & production»и»ЮКОС refining & marketing». Подразделению»ЮКОС R&P»будут подчинены нефтедобывающие предприятия, а в последствии - любые новые компании, занимающиеся добычей нефти.

Второму подразделению будут подчиняться нефтеперерабатывающие заводы и оптовые компании по сбыту нефтепродуктов. В перспективе возможно появление и третьего подразделения -»ЮКОС petrolchemical».

В результате изменения структуры управления предприятием, затраты на содержание головного офиса к концу 1998 года уменьшатся на 30%.

Самые серьезные изменения ожидаются в сфере нефтедобычи, где сейчас занято около 76 тысяч человек. В подразделении»ЮКОС E&P»останутся три основных производственных единицы - это ОАО»Юганскнефтегаз», ОАО»Сама-ранефтегаз», ОАО»Томскнефть»- и 25 тысяч работников. Большая часть персонала, 46 тысяч человек, будет переведена в самостоятельные сервисные компании, учрежденные при участии НК»ЮКОС»и местных властей. Если учесть, что с конца 1998 года во всех нефтяных компаниях идет сокращение буровых работ, а как следствие сокращение кадров: буровиков, ремонтников, слесарей значительная часть сервисных компаний не сможет выйти из сложившейся кризисной ситуации.

Таким образом,»ЮКОС E&P»в результате проведенной реструктуризации сохранит всего треть персонала и 95 % активов. В будущем»ЮКОС E&P»будет функционировать по западному принципу: в его управлении будет некий набор проектов по добыче нефти. Часть этих проектов в какой-то момент может стать убыточной, но задача НК»ЮКОС»- обеспечить рентабельность производства в целом.

1.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

В состав нефтегазодобывающего управления»Правдинскнефть»входят следующие структурные подразделения (схема организационной структуры НГДУ»ПН»также представлена в приложениях № 8):

- 4 цеха добычи нефти и газа;

- цех комплексной подготовки и перекачки нефти;

- 2 цеха подземного ремонта скважин;

- цех сбора, подготовки и транспортировки газа;

- цех технического обслуживания и ремонта оборудования;

- цех научно-исследовательских и производственных работ;

- цех поддержания пластового давления;

- 2 участка по подготовке задавочной жидкости;

- центральная инженерно-технологическая служба;

- база материально-технического обеспечения;

- аппарат управления предприятием.

Имеются пять действующих месторождений (карта месторождений представлена в приложениях № 1):

- Правдинское;

- Восточно-Правдинское (ЦДНГ - 1);

- Салымское;

- Лемпинское (ЦДНГ - 4);

- Приразломное (ЦДНГ -3 и ЦДНГ - 5).

Таким образом, добычу нефти и газа осуществляют четыре цеха по добыче.

В процессе реструктуризации в 1998 году от НГДУ»ПН»был отделен цех добычи нефти и газа № 6 (Северо-Салымское месторождение), в результате чего было зарегистрировано новое предприятие ООО»Салымский нефтепромысел». Основным видом деятельности этого предприятия является оказание услуг по добыче нефти и газа для НГДУ»ПН».

Причинами выделения ЦДНГ № 6 стали:

- высокая себестоимость нефти и газа;

- низкий дебит нефтяных скважин;

- физический и моральный износ основных фондов.

Кроме того в результате реструктуризации из состава НГДУ»ПН»были выделены в сервисные центры следующие вспомогательные цеха:

- два прокатно-ремонтных цеха электрооборудования;

- база производственного обслуживания электропогружных установок;

- цех автоматизации производства;

- транспортный цех;

- база энергообеспечения;

- цех по водоснабжению;

- сервисный центр по прокату и ремонту штанговых глубинных насосов;

- база производственного строительства и капитального ремонта;

- служба АСУ;

- объекты соцкультсферы.

Все выделенные из состава НГДУ объекты в настоящее время зарегистрированы как»общества с ограниченной ответственностью»(кроме объектов соцкультуры) и деятельность их направлена на оказание услуг НГДУ»ПН»согласно их специализации.

1.3 АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НГДУ»ПРАВДИНСКНЕФТЬ»

НГДУ»Правдинскнефть»находится в Западной Сибири, в поселке Пойковский. Это управление было организовано в 1968 году, главным образом, для разработки и эксплуатации Правдинского и Восточно-Правдинского месторождений.

Необходимо отметить, что на данный момент времени в ведении управления находится не только данные месторождения, но и ряд других месторождений.

НГДУ»ПН»входит в состав ОАО»Югаскнефтегаз», кото-рое в свою очередь входит в состав нефтяной компании»ЮКОС».

В таблице № 1.3. приведены технико-экономические показатели предприятия за четыре года.

ТАБЛИЦА № 1.3.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.

Показатели	Ед. измерения	1993	1994	1995
1	2	3	4	5
1	2	3	4	5
Добыча нефти	Тыс.т	4970,38	4876,644	5318,772
Добыча попутного газа	Млн.м3	271,84	254,08	253,88
Среднедействующий фонд скважин	Шт.	1570	1615	1667
Ввод нефтяных СКВ.	Шт.	261	260	225
Ввод нагнет. СКВ.	Шт.	37	32	37
скв.мес. числившиеся	Скв/мес	19096	19651	20281
Скв.-мес. Отработанные	Скв/мес	17281	17281	18134
Коэфф. эксплуатации		0,905	0,879	0,894
Коэфф. использования		0,636	0,588	0,579
Объем реализации	Тыс.руб	76897611	167589610	761472185
Валовая продукция	Тыс.руб	100300421	264340147	982546167
Уд. расход численности ППП на 1СКВ	Чел/скв	1,734	1,411	1,488
Себестоимость товарной продукции	Тыс.руб	97099781	252060606	858834973
Прибыль от реализации	Тыс.руб	15326373	3431870	41176928
Себестоимость 1 тонны нефти	Тыс.руб	--	--	177,8
Производительность труда одного рабочего	Руб/чел	36835428	115989534	39618800

1.4 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

а). Общие положения. Рассматривая вопрос о целесообраз-ности применения гидравлического разрыва пласта на Приразлом-ном месторождении, из практики прошлых лет можно сделать вывод о том, что данный метод увеличения добычи нефти является одним из самых перспективных. Он обладает быстрой окупаемостью затрат и высокой прибыльностью.

б). Экономическая оценка. Расчет выполнен в среднегодовых ценах за 1997 год, нормативов затрат фактических, финансовых результатов для Приразломного нефтяного месторождения.

Расчет осуществляется по обычной схеме оценки денежных потоков, при действующей системе налогообложения, по средним ценам 1997 года.

Выручка от реализации рассчитывается исходя из цены за одну тонну нефти и дополнительного объёма добычи нефти с учётом реализации 30 % продукции на внешнем рынке. Стоимость доллара определена по среднегодовому курсу»ЦЕНТРОБАНКА»за 1997 год, она составила 5800 рублей за один американский доллар. Цена нефти в расчётах (без акциза, налога на добав-ленную стоимость (НДС)) принята средней за 1997 год по ОАО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»и составила 313 тысяч рублей.

Эксплуатационные затраты включают в себя расходы на добычу нефти и затраты на проведение гидравлического разрыва пласта (см. таблица № 1.4(а)).

Затраты на гидроразрыв пласта приняты по отчётным данным управления»ИНТРАС»и АОЗТ»ЮганскФракМастер»и составили 170 тысяч долларов США за проведение одной операции.

Для расчета экономической эффективности от внедрения технологии восстановления и увеличения продуктивности скважины методом применения гидроразрыва пласта взяты усредненные исходные данные для одной скважины, которые приведены в таблице № 1.4. (б).

ТАБЛИЦА № 1.4.(а)

Применение гидроразрыва пласта (исходные данные для расчетов)

Показатели	Един. Изм.	Значения
ЦЕНА НЕФТИ: - на внутреннем рынке - на внешнем рынке	Тыс. руб /т нефти Тыс. руб /т нефти	313,0 419,0
Таможенная пошлина	Тыс. руб /т нефти	Отклонена в июле 1996 года
Транспортные расходы	Тыс. руб /т нефти	104,0
Норма дисконтирования	%	15,0
Роялти (платёж за право пользования недрами)	%	9,0
Эксплуатационные расходы: - сырьё и материалы - электроэнергия - топливо - заработная плата	Тыс.руб. /т жидкости Тыс.руб. /т жидкости Тыс.руб. /т жидкости Млн. руб./чел. Месяц	1,5 5,0 1,5 2,5
Затраты на ГРП	Тыс. долл./операция	170,0

ТАБЛИЦА № 1.4.(б)

Исходные данные усреднённые для одной скважины.

№	Показатели	Условн. обознач.	Единицы Измерения	1997 год	Примечания
1.	Объем дополнительно добытой нефти	A	Тыс. т н.	8,3
2.	Стоимость 1 обр-ки	S	Млн. руб.	98,6
3.	Количество обр-к	N	Скважин	1
4.	Отпускная цена одной тонны нефти.	Ц	Тыс.руб./т н.	313	Без НДС и акциза.
5.	Затраты на подготов-ку и перекачку 1 т н.	З	Тыс. руб.	2,0812
6.	Себестоимость добычи 1 тонны нефти	С	Тыс. руб.	287,0

АЛГОРИТМ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТА ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП

1. В первую очередь определяем технологическую эффективность (по сути дела это ничто иное как результат, положительный либо отрицательный) от проведения данного мероприятия по формуле:

Эт = А Ц (рублей);

2. Определяем суммарное количество затрат, они складываются из:

- затрат на добычу дополнительной нефти от проведения ГРП, их определяем по формуле (где С - себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти, А - объем дополнительно добытой нефти):

З_д = С А (рублей);

- затрат на подготовку и транспортировку дополнительно добытой нефти, их определяем по формуле (З_{пт(1 т нефти)} - затраты на подготовку и транспортировку 1 тонны нефти):

З_пт = АЗ_{пт(1 т нефти)} (рублей)_;

2. В итоге определяем экономическую эффективность по формуле (где Кв - капитальные вложения на проведение ГРП, З - суммарные затраты):

Э_э = Эт - Кв - З (рублей);

ТАБЛИЦА № 1.4. (в)

Результаты проведённых расчётов экономической эффективности.

№	Показатели	Обозначение	Формула	Значение
1.	Технологическая эффективность	Эт	А Ц	2597,9 млн.руб
2.	Затраты на добычу дополни-тельной нефти	Зд	С А	2328,1 млн.руб
3.	Затраты на подготовку и трнаспортировку дополнительно добытой нефти	Зпт	АЗпт(1 т нефти)	17,27 млн. руб
4.	Суммарные затраты	З	Зд + Зпт	2345,37 млн.руб
5.	Экономическая эффективность	Ээ	Эт - Кв - З	153,93 млн.руб

Из результатов полученных в процессе расчёта видно, что после проведения гидравлического разрыва пласта увеличилась дополнительная годовая добыча, а экономический эффект составил 153,93 млн. руб.(неденоменированных рублей).

Срок окупаемости также является частью расчета эконо-мической эффективности и определяется по формуле:

С_окуп. = Эт: З = 2597,9: 2443,93 = 1,06 (года);

С 1986 года гидравлический разрыв пласта проведён более, чем на 320 скважинах Приразломного месторождения, объектом являлись чистонефтяные залежи пласта БС4-5, с удельной эффективностью 6 749 тонн на одну операцию гидроразрыва пласта.

За счет гидроразрыва предприятиями было добыто 2 031 тысяч тонн нефти. Ссылаясь на ТЭО»Интенсификация добычи нефти по скважинам ОАО»Юганскнефтегаз»путем применения гидроразрыва пласта»надо отметить, что продолжительность эффекта от гидроразрыва составляет от двух до семи лет.

ГЛАВА VI. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

ПУНКТ 1. УСЛОВИЯ ТРУДОВОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И АНАЛИЗ ОПАСНЫХ ФАКТОРОВ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ

1.1 МЕТЕОУСЛОВИЯ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ, ИХ ОСОБЕННОСТИ

В условиях крайнего севера среди факторов производственной среды, действующих на организм человека при выполнении различных видов работ в холодное время года, ведущая роль принадлежит метеорологическим условиям, вызывающим охлаждение. Охлаждающего воздействия метеорологических условий на человека зависит от показателей атмосферной температуры и скорости ветра. Температура воздуха ниже - 45 ⁰С даже при незначительной скорости ветра 2 м/с служит основанием для прекращения работ. При скорости более 15 м/с все виды работ на открыто воздухе прекращаются при любых, даже небольших отрицательных атмосферных температурах в связи с опасностью нарушения функции дыхания, нарушений целостности слизистых оболочек глаз, носа, верхних дыхательных путей, возможности быстрого отморожения кожных покровов, незащищенных одеждой участков тела.

В НГДУ»Правдинскнефть»при температуре окружающей среды менее - 40 ⁰С прекращаются работы по текущему и капитальному ремонту скважин, некоторые другие виды работ на открытом воздухе. Но мероприятия необходимые для поддержания технологического режима установок подготовки и перекачки скважинной продукции проводятся несмотря на температуру окружающего воздуха.