Объекты БС₀, БС₁₁⁰, БС₁₂ и ЮС₁ в последнем проектном документе (Анализ разработки, 1999 г.) не рассматривали. На дату составления последнего проектного документа запасы были утверждены по пласту БС₀ в 1990 г. (категория С₂) и БС₁₂ в 1995 г. (категории С₁ и С₂). По пластам БС₁₁⁰, БС₁₈ и ЮС₁ запасы ранее не утверждались в таблице 5.3.2.

Таблица 5.3.2

НБЗ	категория запасов	БС0	БС110	БС12	БС18	ЮС1	всего
на балансе РГФ 2008 г.	С1	2346	50	534	1350	301	4581
	С2	14216	492	10911	798	1863	28280
утв. ГКЗ РФ 1990 г.	С2	16562					16562
утв. ГКЗ РФ 1995 г.	С1			534			534
	С2			10379			10379

В варианте 2 за прогнозный период разработки в целом по месторождению планируется:

- вернуть на соответствующие объекты из неработающего фонда (из консервации и бездействия) 993 добывающих скважин,

- перевести на другие объекты и ввести из освоения 940 добывающие скважины,

- перевести в ППД 692 скважины после отработки на нефть с целью переноса фронта нагнетания.

Целесообразность восстановления фонда подтверждается опытом разработки многих месторождений, находящихся на поздней стадии. Продолжение эксплуатации обводненных скважин является обычно необходимым условием для сохранения текущей добычи нефти из неоднородных пластов. С этой целью в ряде случаев становится необходимой эксплуатация даже полностью обводненных скважин, так как прекращение отбора жидкости из них немедленно скажется на добыче нефти из соседних скважин. В период интенсивного отбора жидкости из этих скважин между ними наблюдалось четкое взаимовлияние, заключавшееся в том, что остановка одной из них приводила к 100%-ному обводнению другой.

5.4 Основные проектные решения в направлении интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов

Для рекомендуемых вариантов разработки объектов и пластов месторождения составлен прогноз объема проведения геолого-технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и величины дополнительно добытой нефти от них.

В прогнозе предусмотрено выполнение комплекса мероприятий, сочетающих в себе проведение ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин, закачку потокорегулирующих составов, проведение дострелов и перестрелов пластов, нестационарное заводнение с использованием принципов системной технологии воздействия на пласт. Главным преимуществом такого подхода является проявление синергетического эффекта от сочетания различных групп мероприятий и повышения эффективности каждого отдельного мероприятия.

На основании проведенного анализа эффективности методов обработки призабойной зоны скважин и других геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин на Суторминском месторождении предлагается к применению комплекс геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти, реализуемых на нагнетательном и добывающем фонде месторождения.

Рекомендуемые методы увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и повышения приемистости нагнетательных скважин на Суторминском месторождении

Метод нестационарного заводнения

Одним из эффективных и недорогих способов увеличения коэффициента охвата и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти является метод нестационарного заводнения. Одним из элементов нестационарности является циклическое заводнение с переменой направления фильтрационных потоков в пласте и с оптимизацией давления нагнетания.

Циклическое заводнение (воздействие) - это воздействие на пласты, осуществляемое при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и отбираемой жидкости. Перемена направлений фильтрационных потоков создается попеременной работой нагнетательных и добывающих скважин различного положения. Оптимальные давления нагнетания зависят от особенностей строения пластов и в ряде случаев могут достигать порядка горного, существенно влияя на проницаемость и пористость пласта.

Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, по проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки - скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения и снижения.

Циклическое воздействие базируется на двух механизмах. В первую очередь, в окрестности остановленной обводненной скважины происходит гравитационная сегрегация флюидов. В результате нефтенасыщенность вблизи ствола скважины повышается. Второй механизм - это капиллярное вытеснение нефти, содержащейся в матрице, водой из трещин. После определенного количества времени становится возможной добыча нефти из скважин со значительно меньшим процентом воды, чем ранее. Технология может применяться и для сравнительно малообводненных скважин с целью более позднего их перевода на механизированную добычу.

Эффективность рассматриваемой технологии в значительной степени зависит от геолого-физических условий в окрестности скважин и истории их эксплуатации.

Циклический метод заводнения тем эффективнее, чем неоднороднее пласт и, следовательно, чем выше его остаточная нефтенасыщенность после обычного заводнения. Этот метод также эффективен в сравнительно однородных пластах, содержащих вязкую нефть. В месторождениях такого типа из-за явления «вязкостной неустойчивости» происходят локальные прорывы воды в добывающие скважины, что резко снижает безводную и конечную нефтеотдачи. При этом формируются огромные поверхности раздела между нефтью и водой, что предопределяет высокоэффективное применение технологии циклического заводнения.

Метод нестационарного заводнения применим как на ранней стадии разработки, так и на поздней стадии. Применение метода возможно и на сильно обводненных месторождениях даже после наступления предела рентабельности эксплуатации скважин. Относительная эффективность метода повышается при применении его на ранних стадиях заводнения.

Метод нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

Выравнивание профиля приемистости

Потокорегулирующие технологии

Одним из направлений повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является применение технологий, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам. Механизм действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки различных композиций химреагентов.

На пластах Суторминского месторождения рекомендуются к применению:

- технология с использованием гелеобразующих составов;

- технология с использованием силикатно-полимерных гелей;

- технология с использованием гидрофобных эмульсионных систем;

- комбинированная технология с использованием силикатно-полимерных гелей и гидрофобных эмульсионных систем.

Технология с использованием гелеобразующих составов и силикатно-полимерных гелей

Технология, примененная в разных вариантах на месторождении, предназначена для увеличения охвата пласта по мощности и повышения нефтеотдачи пластов при заводнении и применима для широкого диапазона пластовых температур, давлений, состава флюидов и породы.

Технология предусматривает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин в результате частичной изоляции промытых водой высокопроницаемых пропластков и трещин силикатными гелями, образующимися при повышенной температуре пласта из маловязких гелеобразующих растворов в течение определенного времени, и технологическую выдержку для образования геля.

Использование хлористого кальция в качестве кислого агента целесообразно для применения в рамках осадкообразующих технологий, поскольку образование осадка при контакте жидкого стекла и хлористого кальция происходит очень быстро с образованием нерастворимого осадка соли кальция. При использовании хлористого аммония образовавшийся гель более хрупкий, имеет меньшую прочность и менее технологичен в использовании.

Отличием в технологии использования ГОС является приготовление порций ГОС непосредственно на скважине. Технологии с применением ГОС, выполненные на месторождении, предусматривают последовательную закачку оторочек силиката натрия и соляной кислоты (хлорида аммония, хлористого кальция). Гелеобразование при этом происходит не во всем объеме закачанного жидкого стекла, прочность образовавшегося геля по радиусу закачки неравномерна, время гелеобразования в разных участках пласта различно, что требует повышенного времени технологической выдержки.

Основными компонентами рекомендуемого гелеобразующего раствора являются водный раствор силиката натрия (жидкое стекло), соляная кислота и вода. Применяемые реагенты выпускаются промышленностью в достаточном количестве и не являются дефицитными.

Гелеобразующий раствор, содержащий силикат натрия и соляную кислоту, имеет низкую исходную вязкость и регулируемое время до начала гелеобразования (индукционный период). Образующийся гель представляет собой прочную структурированную систему.

Перспективность использования технологии обусловлена технологичностью приготовления и закачки раствора в пласт при низкой вязкости гелевой системы, селективностью изоляционных работ, экологической безопасностью композиции, низкой стоимостью используемых реагентов. Основными компонентами силикатно-полимерного раствора являются водный раствор силиката натрия (жидкое стекло), полимер полиакриламид, соляная кислота и вода.

Силикатный гель характеризуется повышенной прочностью, длительной устойчивостью к воздействию пластовой воды при повышенной температуре и выдерживает градиент давления 10-12 МПа/м.

Реализацию данной технологии целесообразно проводить в комплексе с технологией ОПЗ скважин глинокислотными растворами. При этом предусматривается предварительная закачка и продавка в пласт кислотного раствора с последующей закачкой гелеобразующего состава и выдержкой его в пласте для образования геля.

Технология с использованием гидрофобных эмульсионных систем

Технология предусматривает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин в результате селективной изоляции промытых водой высокопроницаемых пропластков и трещин эмульсионными системами.

Механизм гидроизоляции с помощью эмульсионных систем заключается, с одной стороны, в повышении вязкости закачиваемого в пласт концентрата, при разбавлении его водой в глубине пласта, с другой - в снижении фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсией ранее гидрофильную часть высокопроницаемого пласта. Это приводит к подключению в интенсивную разработку трудноизвлекаемых запасов из зон пониженной проницаемости.

Комбинированная технология с использованием силикатно-полимерных гелей и гидрофобных эмульсионных систем

Технология предусматривает предварительную закачку силикатно-полимерного состава и выдержку его в пласте для образования геля с целью изоляции высокопроницаемых пропластков, и последующую закачку гидрофобной эмульсионной системы для подключения в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон пониженной проницаемости.

Технология с использованием осадкообразующих и осадкообразующих эмульсионных составов.

Смысл всех осадкообразующих технологий заключается в том, что закачиваемые (глинопорошок, древесная мука) или образующиеся при закачке в пласте частицы различных веществ тампонируют сужения пор и таким образом тормозят фильтрацию воды по данному каналу фильтрации.

Технология осуществляется в два этапа. Первичные обработки проводятся осадкообразующим составом, вторичные - осадкообразующим эмульсионным составом.

Гидроразрыв пласта

Технология гидравлического разрыва пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов:

- закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком;

- нагнетания жидкости-песконосителя;

- закачки жидкости для продавливания песка в скважину.

В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используют: для нефтяных скважин - высоковязкие нефти, эмульсии, загущенные углеводородные жидкости и т.д.

При создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности, в эти трещины нагнетается пропант, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещинам сомкнуться после снижения давления. Образованные в пласте новые трещины или расширяющиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проницаемыми для нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.

Метод ГРП и его разновидность ГКРП (гидрокислотный разрыв пласта) являются одним из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин как при обработке призабойной зоны (ПЗС), так и при глубокопроникающем воздействии на продуктивный пласт для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов.

Перфорационные работы

Перфорация - создание отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины.

Существует множество видов перфорации, в том числе кумулятивная, пулевая, торпедная и гидропескоструйная.

При гидропескоструйной перфорации для создания канала сообщения используется энергия песчано-жидкостной струи, истекающей с большой скоростью из специальных насадок перфоратора. В результате этого песок истирает стенки колонны, затем пробивает цементное кольцо и далее проникает в глубь пласта.

С помощью метода перфорации осуществляется дострел и перестрел пластов. Дострел производится с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Поэтому дострел может производиться при эксплуатации мощных пластов, в которых первоначально перфорацией вскрывают не всю нефтенасыщенную часть.

Необходимость в перестреле пласта возникает в следующих случаях:

- при освоении скважины после бурения, когда вызов притока из пласта существующими способами затруднен;

- после проведения РИР по отключению нижнего интервала перфорации без временной изоляции верхнего перфорированного пласта, оставляемого для даьнейшей эксплуатации;

- в процессе проведения работ по возврату с одного объекта эксплуатации на другой;

- перед обработкой ПЗС различными методами и в ряде других случаев.

ОПЗ химреагентами

Технологии ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин

Технология ОПЗ скважин в низкопроницаемых терригенных коллекторах глинокислотными растворами катионных ПАВ

Технология обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, предназначенная для применения в низкопроницаемых разностях пластов, реализуется с целью стабилизации и увеличения приемистости или продуктивности скважины благодаря, во-первых, повышению фазовой проницаемости для воды или нефти, во-вторых, снижению набухаемости и стабилизации глин при переводе скважин под нагнетание пресной воды, а также при снижении приемистости нагнетательных скважин в процессе заводнения глиносодержащих коллекторов и, в третьих, растворению пористой матрицы кислотными растворами. Для достижения поставленной цели используются растворы катионных ПАВ, кислот или их смеси.

Механизм предлагаемой технологии воздействия основан на предотвращении снижения абсолютной проницаемости пористой среды благодаря увеличению фазовой проницаемости для воды или нефти и уменьшения набухаемости и стабилизации глины за счет применения КПАВ.

Технология обработки призабойных зон скважин кислотными микроэмульсиями

Методы кислотных обработок призабойных зон пласта (ПЗП) для стимуляции работы скважин широко используются как в нашей стране, так и за рубежом.

Снижение проницаемости ПЗП часто обусловлено отложением на поверхности порового пространства различного рода органических осадков (например, асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО), выделяющихся из состава нефти вследствие изменения термобарических, гидродинамических и химических условий. Часто выпадение АСПО происходит не в чистом виде, а включает в себя и неорганическую часть (окислы железа, водонерастворимые соли и др.). В результате этого эффективность растворения кольматантов неорганической природы кислотными растворами резко снижается, и обработки не приводят к желаемым результатам.

Кроме того, для проникновения обычного кислотного раствора в породы с АСПО требуется повышенное давление из-за возрастающего межфазного натяжения между ними.

С этой точки зрения, большой потенциальной возможностью повышения производительности скважин обладают кислотные микроэмульсии (КМЭ). Кислотные микроэмульсии представляют собой однородные прозрачные коллоидные системы, состоящие из трех и более компонентов: поверхностно-активного вещества, кислоты и сорастворителя.

Использование отечественных ПАВ типа «Нефтенол ВВД» позволило получить ряд составов кислотных микроэмульсий, устойчивых в достаточно широком интервале температур: от -30^оС до +100^оС.

Коэффициенты стимуляции (возрастание подвижностей) по нефти и воде после обработки водонефтенасыщенных насыпных пористых сред и кернов составляют 1,5-10 и более.

Кислотные микроэмульсии на основе композиционных ПАВ Нефтенол представляют собой прозрачные в тонком слое жидкости, от светло - до темно-коричневого цвета, имеющие при 20^оС вязкость 1-50 мПа?с. КМЭ являются термостабильными до 95-100^оС при минерализации воды от 0 до 50 г./л, используемой для приготовления.

Технология ОПЗ скважин в низкопроницаемых терригенных коллекторах глинокислотными растворами катионных ПАВ и гидрофобизации призабойной зоны пласта добывающих скважин

При этом предусматривается последовательная закачка и продавка в пласт кислотного раствора, водоудаляющей композиции и гидрофобизирующей композиции с последующей выдержкой ее в пласте для адсорбции и закрепления на поверхности пористой среды.

Снижение продуктивности добывающих скважин за счет наличия капиллярно удерживаемой воды в призабойных зонах является серьезной проблемой в нефтедобыче. При освоении скважин нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной части пласта, и скважина становится бесприточной или низкодебитной.

Сущность технологии обработки сводится к последовательной закачке и продавке в пласт кислотного раствора, водоудаляющей композиции и гидрофобизирующей композиции с последующей выдержкой ее в пласте для адсорбции и закрепления на поверхности пористой среды в течение 24 часов с последующим запуском скважины в работу.

По результатам испытаний состава гидрофобизирующей композиции в технологических операциях может быть уточнен выбор растворителей и концентрация гидрофобизатора, однако последовательность закачки реагентов должна строго соблюдаться во избежание нарушения технологического режима и ликвидации эффекта от гидрофобизации.

Преимущество данной технологии по сравнению с другими физико-химическими методами интенсификации работы скважин заключается в том, что ее применение позволяет не только удалить капиллярно удерживаемую воду из призабойной зоны пласта, но и предотвратить ее последующее повторное накопление.

Ремонтно-изоляционные работы

Ремонтно-изоляционные и водоизоляционные работы

По мере обводнения интервалов перфорации скважин возникает необходимость проведения работ по их изоляции. В настоящее время существует множество отечественных и зарубежных технологий водоизоляции, начиная от установки цементных мостов и консервации обводнившихся интервалов до закачки различных химических реагентов, которые снижают проницаемость по воде или закупоривают интервалы, по которым поступает вода в скважины.

На месторождении рекомендуется проведение РИР и ВИР с применением следующих технологий:

- полимерные тампонажные составы;

- гелеобразующие составы.

Полимерные тампонажные составы

Применение полимерных тампонажных растворов наиболее эффективно в скважинах с низкой приемистостью, при герметизации соединительных узлов обсадных колонн и ремонте обсадных колонн. Механизм действия ПТМ основан на реакциях поликонденсации и полимеризации или сшивки, в результате которых происходит превращение подвижных фильтрующихся растворов в упруговязкие или студнеобразные системы.

Гелеобразующие составы

Одним из методов ограничения притока воды в добывающие скважины в трещиновато-пористых коллекторах является технология закачки вязко-пластичных гелеобразующих составов на основе силикатных гелей (ГОС).

Перспективность использования ГОС для проведения изоляционных работ обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью образующегося геля и т.д. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязко-упругий гель, который может служить водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Пласт БС₁

На пласте за период 2009-2025 гг. планируется провести 664 скважино-операций по воздействию на пласт с дополнительной добычей нефти 268,2 тыс. т или 6% в общей дополнительной добыче за этот период (табл. 5.5.1).

Пласт БС₁

Рассмотрено 3 варианта.

Вариант 1 - базовый при сложившихся условиях: 81 скважина, в т.ч. 64 добывающие.

В варианте 2 за прогнозный период разработки планируется:

- вернуть из неработающего фонда (из консервации и бездействия) 27 добывающие скважины;

- перевести с нижележащих объектов и ввести из освоения 45 добывающих скважин;

- перевести в ППД 39 скважин после отработки на нефть.

В варианте 3 дополнительно к варианту 2 за прогнозный период разработки планируется:

- пробурить боковых стволов с горизонтальным окончанием - 40, в т.ч. 15 стволов из скважин, введенных из неработающего фонда, и 25 стволов из скважин, намеченных к переводу с других пластов;

- провести комплекс мероприятий на переходящем и вводимом в эксплуатацию фонде скважин в соответствии с рекомендациями

В 2010-2011 гг. в варианте 2 планируется:

- вернуть из неработающего фонда (из консервации и бездействия) 5 добывающих скважин;

- перевести с нижележащих объектов и ввести из освоения 8 скважин.

В варианте 3 за этот период дополнительно к варианту 2 планируется провести комплекс мероприятий на переходящем и вводимом в эксплуатацию фонде скважин в соответствии с рекомендациями.

Ввод в разработку запасов категории С₂ планируется начать в 2011 г. после пересчета запасов и их перевода в промышленную категорию. Для вовлечения в разработку запасов категории С₂ необходимо пробурить 6 скважин, из них 2 горизонтальные.

Участок примера

Для определения эффективности применения МУН на Суторминском месторождении по пласту БС1, в данной дипломной работе, рассмотрен участок, как непосредственный пример выбора МУН. Рассматриваемый участок относится к Суторминскому месторождению и разрабатывается НГДУ «Суторминскнефть» ЦДНГ-7 ДНС 15.

Для проведения анализа эффективности проведения методов увеличения нефтеотдачи на участке, были выбраны добывающие скважины №7714, №7712 и 2190. Обоснование данного выбора изложено ниже.

Выбор кандидатов скважин на проведение ГРП подразумевает под собой сложный процесс детального изучения свойств пласта и конструкции скважин. Основными этапами процесса выделения скважин кандидатов под ГРП являются следующие:

- сбор данных;

- оценка потенциала скважины;

- оценка технического состояния скважины;

- расчет дизайна ГРП.

Исходные данные:

- скважина (схема заканчивания, качество цемента, история воздействия)

- данные о пласте (каротаж, эффективная толщина, ВНК, ГНК, пористость, водонасыщенность, литология, механические свойства, профиль напряжений)

- ГДИС (гидропроводность пласта)

- Моделирование разработки - это дает уверенность в будущих результатах

- Образцы (жидкость - на совместимость, керн на механические свойства и чувствительность к воде).

- Анализ технического состояния скважин, в который входит:

- целостность цементного кольца;

- хорошее состояние колонн труб;

- воздействие максимального давления.

Чтобы получить наиболее полную информацию о свойствах пласта БС1, была построена серия карт изучаемого участка.

Структурная карта - пласт БС1 на данном участке представлен структурно-литологическими ловушками и отдален от ВНК.

Карта пористости

Как видно из карты пористости в выбранных скважинах, довольно хорошая пористость пласта, которая колеблется от 17,7 до 21%, что является важным признаком для выделения данных скважин в кандидаты проведения ГРП.

Карта нефтенасыщенности

На этой карте мы видим, что нефтенасыщенности пласта в выбранных скважинах высокая и колеблется в интервалах от 50 до58%.

Карта проницаемости

Далее на карте проницаемости мы видим что проницаемость пласта в скважинах 77112, 7714, 2190 очень мала и изменяется от 10 до 50 мкм².

Проницаемость являясь одним из главных свойств коллектора играет большую роль в принятии решения применения того или иного метода увеличения нефтеотдачи.

Карта эффективных мощностей

На карте эффективных мощностей видно, что эффективная мощность пласта вскрытых скважинами 7712, 7714, 2190 высокая и изменяется в интервале от 3-4,8 метров.

Карта изобар

Построенная карта изобар по исследуемому участку показывает, что в области выбранных под ГРП скважин пластовое давление высокое, т.е. пласт обладает высокой энергией.

6. Организационно-экономическая часть

6.1 Краткая технико-экономическая характеристика филиала «Муравленковскнефть»

Экономическая оценка эффективности освоения Суторминского месторождения в прогнозном периоде выполнена по трем вариантам разработки. Эксплуатационные объекты на Суторминском месторождении, в зависимости от объемов запасов нефти, подразделяются на основные и «другие». К категории основных пластов относятся БС₇, БС₉¹, БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₁, содержащие 92% запасов нефти.

Методический подход к оценке эффективности освоения Суторминского месторождения базируется на использовании основных положений действующего отраслевого Регламента (РД 153-39-007-96) и «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов».

Налоговые ставки, участвующие в экономической оценке вариантов разработки, приняты в соответствии с законодательством, действующим с 01.01.2002 г., и поправками к нему, принятыми ФЗ РФ в период с 2003 по 2005 гг. Показатели эффективности по вариантам разработки определялись при условии комбинированной реализации добываемой продукции, предусматривающей сбыт 70% нефти на внутреннем рынке по цене 7500 руб./т и 30% - на внешнем - по 408,8 долл./т (или 56 долл./барр.).

Транспортные расходы на внешнем рынке рассчитывались на основе тарифа, принятого в размере 22 долл./т. Экспортная пошлина установлена в зависимости от цены нефти и составляет 176,3 долл./т.

Доход от продажи попутно добываемого газа участвует в выручке от реализации добываемой продукции. Сбыт газа происходит на внутреннем рынке по цене 650 руб./1000м³.

Расчет экономических показателей эффективности произведен в постоянных ценах (без учета инфляции), при норме дисконта 10%.

6.2 Методика расчета эффективности разработки пласта БС1

Ниже рассмотрены результаты экономической оценки по рассматриваемому объекту разработки Суторминского месторождения.

Исходные данные для расчета экономических показателей приведены в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1

	Показатели	ед. измерения
1.	Прогнозные цены:
	нефть - внутренний рынок, руб./т	7500
	нефть - внешний рынок, долл./барр.	56,0
2.	Налоги и платежи:
	- НДС, %	18
	- налог на добычу нефти,
	2010 г. (с коэфф. цен), руб./т	2113
	2011 г. - конец проектного срока, %	16,5
	- экспортная пошлина, долл./т	176,3
	- налог на имущество, %	2,2
	- налог на прибыль, %	20
	- единый социальный налог, %	26,0
	- страхование от несчастных случаев и профзаболеваний, %	0,5
	- плата за землю, тыс. руб./год	200
3.	Капитальные вложения по направлениям:
	- бурение наклонно-направленной скважины, тыс. руб./м	11,2
	- бурение горизонтальной скважины, тыс. руб./м	14,5
	- оборудование для нефтедобычи (ЭЦН), тыс. руб./скв.	1350
	- оборудование для прочих организаций, %	20
	- обустройство куста, тыс. руб./куст	20000
	- сбор и транспорт нефти и газа, тыс. руб./скв. доб.	544
	- комплексная автоматизация, тыс. руб./скв. доб.	136
	- промводоснабжение, тыс. руб./скв. доб.	153
	- электроснабжение и связь, тыс. руб./скв. доб	187
	- внутрипромысловые дороги, тыс. руб./скв. доб.	1360
	- БПО, тыс. руб./скв. доб.	0
	- система ППД, тыс. руб./скв. нагн.	1105
	- прочие затраты, %	10
	- природоохранные мероприятия, %	10
4.	Эксплуатационные затраты:
	- обслуживание добывающих скважин, (зарплата производственных рабочих, соц. нужды, подготовка и освоение производства, содержание и эксплуатационное оборудование, цеховые и прочие расходы), тыс. руб./скв.-год	1600
	- обслуживание нагнетательных скважин, тыс. руб./скв.-год	1150
	- сбор и транспорт нефти и газа, руб./т.жидкости	3,9
	- технологическая подготовка нефти, руб./т. жидкости	6,0
	- капитальный ремонт добывающей скважины, тыс. руб./скв.	1051
	- капитальный ремонт нагнетательной скважины, тыс. руб./скв.	605
	- транспортные расходы на внешнем рынке, долл./т	22,0
	- бурение второго ствола, тыс. руб./скв	28000
	- перевод скважин с других объектов, тыс. руб./скв.	2100
	- перевод добывающих скважин под нагнетание, тыс. руб./скв.	910
	- расконсервация, ввод из бездействия, тыс. руб./скв. опер.	1800
	- стоимость 1 кВт.ч электроэнергии, руб.	1,52
	- закачка воды, руб./м3	12,6
5.	Дополнительные данные:
	Остаточная стоимость ОФ, млн. руб.	0
	Норма амортизационных отчислений, %
	- на реновацию скважин	6,7
	- на реновацию прочих основных фондов	8
	Удельный расход электроэнергии:
	- при добыче нефти ЭЦН, квт. ч./т жидк.	19,4
	- на закачку воды, квт. ч/м3.	9,3
	Удельная численность, чел./скв.	3
	Среднемесячная зарплата одного работающего, руб.	20000
	Курс доллара, руб.	31
	Доля экспорта нефти, %	30
	Коэффициент дисконтирования, д. ед	0,1

Пласт БС1

Пласт БС1 находится в опытно-промышленной эксплуатации. Экономическая оценка эффективности его освоения в прогнозном периоде выполнена на основе анализа трех технологических вариантов. Во всех вариантах дальнейшее освоение пласта предусматривается осуществлять с поддержанием пластового давления, посредством закачки холодной воды.

Разработку данного эксплуатационного объекта по первому варианту намечается проводить при сложившихся условиях, действующим фондом скважин равным 81 ед., из которых 64 - добывающие, 17 - нагнетательные. Во втором варианте намечается ввести из бездействия и консервации 27 скважин, перевести 44 добывающие скважины с нижележащих объектов, использовать под нагнетание 39 скважин, переведенных из категории добывающих после их отработки на нефть. В варианте 3 дополнительно к варианту 2 намечается бурение 40 боковых стволов с горизонтальным окончанием. В третьем варианте с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пласта предусматривается проведение комплекса геолого-технологических мероприятий, перечень которых приведен в нижеследующей таблице 6.2.2.

Таблица 6.2.2. Пласт БС1, вариант 3

ГТМ	Количество скважино-операций	Затраты на ГТМ млн. руб.	Дополнительная добыча нефти, тыс. т
ГДМ и нестационарное заводнение	168	8	68
ВПП	89	22	43
ГРП	32	71	38
Перфорационные работы	41	10	29
ГКО	60	9	23
СКО (ПАВ кисл)	45	7	10
Комбинир. ОПЗ	67	10	16
Прочие ОПЗ (ликв. гидр. пробок, АСПО, солеотложения)	43	6	15
РИР	100	18	26
ИТОГО	644	162	268

Расчетами установлено, что удельный вес затрат на ГТМ в текущих издержках на добычу нефти составляет 2,5%. За счет этих мероприятий будет получена дополнительная добыча нефти в размере 268 тыс. тонн.

Развитие нефтедобычи в прогнозном периоде по этому пласту будет происходить без привлечения дополнительных инвестиций. Для этого потребуются эксплуатационные затраты, оцениваемые по вариантам соответственно в 3,5, 9,5 и 10,7 млрд. руб. Из общей суммы этих затрат, в среднем по вариантам 62% направляется непосредственно на процесс извлечения запасов нефти.

Дисконтированный поток денежной наличности включает в себя чистую прибыль предприятия и амортизационные отчисления на реновацию основных фондов. Она рассчитывается по годам рассматриваемого периода как разность между выручкой от продажи нефти и суммой предстоящих капитальных и эксплуатационных (без амортизации расходов).

Прирост потока денежной наличности рассчитывается по формуле:

ПДН_t = В_t - И_t - К_t - Н_t (6.1.)

где В_t - прирост выручки от реализации продукции в t году;

И_t - прирост текущих затрат в t году;

К_t - капитальные вложения в t году;

Н_t - прирост налоговых выплат в t году.

Дополнительная добыча, связанная с повышением добычи рассчитывается:

Q_t= q_t*n_дt*T_pt (6.2.)

где Q_t - дополнительная добыча в связи с повышением дебита скважин;

n_дt - фонд действующих скважин, охваченных мероприятием;

T_pt - среднее время работы 1-й скважины в t году;

q_t - средний прирост дебита скважин, охваченных мероприятием.

Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти и газа можно определить по формуле:

В_t = Q_t * Ц_t (6.3.)

где Ц_t - цена предприятия на нефть, без акцизного налога и НДС.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию можно рассчитать следующим образом:

И_t = И_допt + И_мерt (6.4.)

где И_допt - текущие затраты на дополнительную добычу;

И_мерt - текущие затраты в t году на проведение работ по реализации мероприятия.

И_допt = Q_t * У_пер (6.5.)

где Q_t - дополнительное извлечение нефти в t году;

У_пер - условно-переменные затраты.

Капитальные затраты рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты и промобустроиство.

Капитальные вложения в проект доразработки месторождения включают:

К_t = К_ниокрt + К_обt +К_проt (6.6.)

где К_ниокрt - капитальные затраты на научно-исследовательские работы;

К_проt - капитальные затраты в обустройство скважин;

К_обt - капитальные затраты на приобретение оборудования, не входящего в сметы строек.

При расчёте налогов необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество и налога на прибыль:

Н_имt = С_остt * (Nим/100) (6.7.)

где С_остt - остаточная стоимость имущества в первом году;

N_им - ставка налога на имущество (2%).

(6.8.)

где K_t - капитальные вложения в k-ом году;

А_мк - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t-ом году.

А_мк = K_t * (N_a/100) (6.9.)

где N_a - норма амортизации основных фондов или износа нематериальных активов.

Расчёт налога на прибыль можно произвести по формуле:

Н_прt = Пр._{обл.нал.t} * (N_пр/100) (6.10.)

где Пр._{обл.нал.t} - прирост прибыли, облагаемой налогом в t году;

N_пр - налог на прибыль (20%)

Пр._{обл.нал.t} = Пр._реал.t + Пр._{выб.им.t} - Н_им.t (6.11.)

где Пр._реал.t - прирост прибыли от реализации в t году;

Пр._{выб.им.t} - прирост прибыли от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия.

Пр._реал.t = В_t - И_t - А_мt (6.12.)

где А_мt - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t году.

Прирост накопленного потока денежной наличности определяется за все годы расчётного периода:

(6.13.)

где ПДН_t - прирост потока денежной наличности в t году.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков, с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчётного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту.

Расчёт коэффициента дисконтирования производится по формуле:

_t = (1 + е)^tp -^t (6.14.)

где е - норма дисконта (норма доходности на капитал в современных рыночных условиях);

t_p - год, к которому приводятся все результаты и затраты;

t - год приведения.

Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ДПДН_t) и чистой текущей стоимости (ЧТС_t) определяются по следующим формулам:

ДПДН_t = ПДН_t * _t (6.15.)

(6.16.)

Срок окупаемости (Т_ок - через какое время вложенные средства вернутся к предпринимателю обратно) можно определить по графику и с помощью формулы:

Т_ок = Т_о - НПДН_о/(НПДН₁ - НПДН_о) (6.17.)

где Т_о - количество полных лет, в течении которых наблюдался отрицательный НПДН;

НПДН_о - последнее отрицательное значение накопленного потока;

НПДН₁ - первое положительное значение накопленного потока.

Коэффициент отдачи капитала (К_ОК - показывает, сколько рублей дохода дает один рубль, вложенных средств):

К_ОК = (ЧТС_Т / ЧТС_инв) + 1 (6.18.)

где ЧТС_Т - накопленный ЧТС за весь срок осуществления проекта.

ЧТС_инв = К_t * _t (6.19.)

Внутренняя норма рентабельности (ВНР) определяется исходя из равенства «ЧТС=0»:

 (ДПДН_t * (1 + е)^{tp -t}) = 0 (6.20.)

Полученные значения ЧТС и НПДН можно отразить не только числовым способом, но и графическим. Для этого строим график зависимости ЧТС от НПДН.

Расчеты показали, что освоение данного пласта по всем вариантам является эффективным, о чем свидетельствует положительный результат накопленного дисконтированного потока, равный 1,55, 3,45 и 4,76 млрд. руб.

Сопоставляя по вариантам показатели эффективности можно видеть, что их наилучшие значения отмечаются в варианте 3. Как видно, в этом варианте накопленный дисконтированный денежный поток превышает аналогичные показатели двух предыдущих вариантов.

Реализация этого варианта обеспечивает достижение наибольшей величины коэффициента нефтеизвлечения (0,343 против 0,145 и 0.289 д.ед.).

В бюджет государства, за счет налоговых платежей и отчислений поступит 7,57 млрд. руб.

По совокупности технико-экономических показателей к практической реализации рекомендуется вариант 3.

Данные расчёта пласта БС₁ сведены в таблицу 6.2.3.

Таблица 6.2.3

ПОКАЗАТЕЛИ	Вар. 1	Вар. 2	Вар. 3
Расчетный период, годы	33	33	30
Добыча нефти, млн. т.	1,04	2,90	3,62
Добыча жидкости, млн. т	11,5	29,4	29,7
Добыча попутного газа, млн. м3	168,5	472,3	588,6
Закачка воды, млн. м3	14,8	32,5	33,1
Обводненность на конец расчетного периода, %	98,0	98,0	98,0
КИН на конец расчетного периода, доли ед.	0,145	0,289	0,343
Максимальный действующий фонд скважин
добывающие	45	94	94
нагнетательные	10	17	24
Ввод скважин из бурения, всего	-	-	-
в том числе: наклонно-направленные	-	-	-
горизонтальные	-	-	-
нагнетательные	-	-	-
Бурение вторых стволов	-	-	40
Перевод добывающих скважин с других объектов	-	44	19
Перевод добывающих скважин под нагнетание	-	39	45
Ввод из бездействия	-	4	4
Ввод из консервации	-	23	8
Выручка от реализации добыв. продукции, млн. руб.	9101	25518	31801
Капитальные вложения, млн. руб.	-	-	-
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	3486	9458	10671
Денежный поток, млн. руб.	2312	6718	9235
Дисконтированный денежный поток, млн. руб.	1548	3449	4756
Доход государства, млн. руб.	4460	12326	15431
Дисконтированный доход государства, млн. руб.	2641	5665	7574
Налоги и платежи, отчисляемые в региональный и местный бюджеты, млн. руб.	747	2093	2785
Дисконтированные налоги и платежи, отчисляемые в региональный и местный бюджеты, млн. руб.	470	1031	1410

6.3 Показатели экономической оценки

Суторминское месторождение находится в разработке с 1982 года. На начало расчетного периода на месторождении находилось в эксплуатации 1260 скважин, из которых на начало расчетного периода было отобрано 125,8 млн. т. нефти, что составляет 74% от утвержденных начальных извлекаемых запасов. На месторождении создана производственная инфраструктура. Добыча нефти в прогнозном периоде будет осуществляться в основном из старого фонда и вновь созданного. Исходя из этой предпосылки, оценка вариантов и выбор наиболее эффективного проводились на основе накопленного дисконтированного потока, сформированного за счет добычи нефти, полученной из ранее и вновь пробуренных скважин. Этот показатель определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году. Чистый дисконтированный доход в конечном итоге формируется за счет чистой прибыли и амортизационных отчислений, уменьшенных на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения.

По каждому варианту рассчитываются оценочные показатели, включающие в себя капитальные вложения на бурение новых скважин и их обустройство, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в федеральный, региональный и местный бюджеты).

6.4 Налоговая система

Экономическая оценка эффективности разработки Суторминского месторождения проведена с учётом налоговых платежей и отчислений, ставки которых приведены ниже.

Налог на добавленную стоимость на нефть взимается в размере 18% от объема реализованной продукции на внутреннем рынке. Из общей суммы этого налога 85% направляется в федеральный бюджет, 15% - региональный.

Налог на добычу нефти, начиная с 2007 г. взимается в размере 16,5% от цены нефти за вычетом НДС, экспортной пошлины, транспортных расходов на внешнем рынке. В 2006 году данный налог рассчитывается на основе ставки, установленной в размере 419 руб./т., с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть.

Экспортная пошлина рассчитывается с учетом поправок, внесенных ФЗ №112 от 18.08.04. Данный налог определяется на основе шкалы, установленной в зависимости от уровня цены нефти на внешнем рынке. В данном случае экспортная пошлина рассчитывается в размере 65% от разницы цен (408,8 долл./т - 182,5 долл./т), с учетом ставки, равной 29,2 долл./т. Этот налог в полном объеме направляется в федеральный бюджет.

Налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2,2% от среднегодовой стоимости основных фондов. Сумма платежей по данному налогу равными долями (по 50%) зачисляется в региональный и местный бюджеты.

Налог на прибыль составляет 20% от прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов. От общей суммы этого налога в федеральный бюджет отчисляется 6,5%, региональный - 17,5%.

Единый социальный налог в соответствии с Федеральным законом РФ от 20.07.04 №70-ФЗ с 1 января 2005 г. рассчитывается в зависимости от размера годового фонда оплаты труда. При годовом доходе работника, ограничивающемся 280 тыс. руб., ставка этого налога составит 26%. Единый социальный налог целиком направляется в федеральный бюджет.

Страхование от несчастных случаев составляет 0,5% от фонда оплаты труда.

Плата за землю рассчитывается на основе ставки, установленной в размере 200 тыс. руб./год. Этот налог в полном объеме поступает в местный бюджет.

6.5 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

Предстоящие капитальные вложения на освоение Суторминского месторождения и эксплуатационные затраты на развитие нефтедобычи определены на основе исходной информации, обоснованной и подготовленной в ОАО «Ноябрьскнефтегаз», по состоянию на начало 2011 г.

В состав капитальных вложений входят затраты на бурение новых скважин и их обустройство.

Затраты на бурение новых скважин определены в зависимости от их технологического назначения. Стоимость бурения 1 м наклонно-направленной скважины принята в размере 12,4 тыс. руб. Стоимость бурения 1 м горизонтальной скважины определена с коэффициентом удорожания, равным 1,3 и составляет 16,1 тыс. руб. На основе этой стоимости и средней глубины залегания были определены затраты на строительство вновь вводимой скважины дифференцировано по эксплуатационным объектам.

Капитальные вложения в обустройство новых скважин определялись по следующим направлениям: оборудование не входящее в сметы строек, оборудование для прочих организаций, нефтесборные сети, комплексная автоматизация, внутрипромысловые дороги, промводоснабжение, электроснабжение и связь, прочие (непредвиденные затраты), природоохранные мероприятия.

Расчет капитальных вложений в строительство перечисленных выше объектов производится в соответствии с числом добывающих скважин по каждому варианту разработки и удельными затратами по отдельным направлениям.

Затраты на организацию системы ППД определяются в соответствии с числом нагнетательных скважин.

Прочие затраты исчисляются в размере 10% от суммы капитальных вложений, направляемых на строительство объектов нефтепромыслового обустройства.

Затраты на природоохранные мероприятия определяются в количестве 10% от общей суммы капитальных вложений, включающих в себя затраты на буровые работы и нефтепромысловое строительство.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются на основе действующего Положения о составе затрат и включают в себя текущие издержки, налоговые платежи и амортизационные отчисления.

Текущие расходы, связанные с процессом нефтедобычи и реализацией продукции, определяются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями по вариантам разработки в разрезе следующих статей: обслуживание добывающих скважин, обслуживание нагнетательных скважин, сбор и транспорт нефти и газа, технологическая подготовка нефти, энергетические затраты, капитальный ремонт добывающих скважин, капитальный ремонт нагнетательных скважин, затраты на ППД,

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, отчисления на соцстрах, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования. В расчетах удельные затраты по этой статье приняты в размере 1600 тыс. руб./скв.-год.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений. Удельные затраты по этим статьям соответственно составляют 3,9 и 6,03 руб./т. жидкости.

Энергетические затраты на подъем извлекаемой жидкости определяются исходя из ее объема, расхода электроэнергии, составляющего 19,4 кВт.ч/т жидкости при добыче нефти ЭЦН, и стоимости 1 кВт.ч, равной 1,52 руб.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин и закачку холодной воды. Издержки на обслуживание одной нагнетательной скважины приняты в размере 1150 тыс. руб./скв.-год. При закачке холодной воды учитываются энергетические затраты, рассчитываемые на основе удельного расхода электроэнергии, составляющего 9,3 квт. ч/м³, средней стоимости электроэнергии и объема закачиваемой воды. Затраты на приобретение воды в расчетах не участвуют, так как для поддержания пластового давления, в основном, используются сточные воды.