Повышение эффективности разработки турнейского объекта Мишкинского месторождения за счет боковых горизонтальных стволов-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуж

Повышение эффективности разработки турнейского объекта Мишкинского месторождения за счет боковых горизонтальных стволов-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 году. Впервые запасы нефти подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР в 1970г. И в 1974 году (протокол No 387 от 04.06.74г.) месторождение введено в разработку.
Месторождение расположено на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртии. На территории месторождения находятся мелкие населённые пункты: деревня Мишкино, Собино, Черепановка и др. Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка и Сива. В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд (с площадью зеркала 1880га) и леса I категории, р. Вотка.
Площадь Мишкинского месторождения в основном занята хвойными лесами и сельскохозяйственными угодьями.
Водозабор для целей ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском ЦКПН, расположенном на территории месторождения.
К северо-западу от Мишкинской площади расположено Чутырско-Киенгопское месторождение, а восточнее – Ножовская нефтеносная зона поднятий Пермской области. Лиственское месторождение нефти является ближайшим к Мишкинскому и лежит к западу от него.
На сегодняшний день на Мишкинском месторождении работают две буровых бригады, которые выполняют работы по бурению боковых и горизонтальных скважин Добычей нефти здесь занимается НГДУ «Воткинск». Офис НГДУ находится в городе Воткинске, а основные базы непосредственно на месторождении. Энергоснабжение всех объектов на территории Мишкинского месторождения обеспечивает ООО «Удмуртэнергонефть».
Геологический разрез осадочного чехла в пределах Мишкинского месторождения представлен отложениями протерозойской группы, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичными отложениями. Нефтеносные пласты приурочены к отложениям верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона, визейского и турнейского ярусов нижнего карбона.
Нефть Мишкинского месторождения высоковязкая, сернистая с большим количеством механических примесей. Вязкость нефти в пластовых условиях различна по горизонтам и колеблется от 16.9 до 63,7мПас.
Начальные запасы нефти, утвержденные протоколом ГКЗ No 5992 и в целом по месторождению составляли 206761тыс.т геологических и 74286тыс.т извлекаемых.
Остаточные запасы нефти по состоянию на 01.01.2004г. в целом по месторождению составляют: 142535тыс.т геологических и 35540тыс.т извлекаемых категории B+C1, 38686тыс.т геологических и 13206тыс. т извлекаемых категории С2. Накопленная добыча нефти составила 25540тыс.т.
Текущее состояние разработки
По состоянию на 01.01.2007г. на месторождении числится 1298 скважин (69,6% от проектного фонда на указанную дату). Из них 879 добывающих (806 действующих), 244 нагнетательных (224 действующих), 26 поглощающих скважин. По состоянию на 1.01.2007 года в целом по месторождению добыто 28649тыс.т. нефти, 35,3% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,127.
Все объекты Мишкинского месторождения разрабатываются с применением искусственного поддержания пластового давления. Основным агентом закачки является пресная вода.
ПЛАКАТ 1 – Геологический профиль турнейского яруса
Наиболее крупной по размерам и запасам является залежь нефти Мишкинского месторождения, приуроченная к Воткинской структуре. Вместилищем нефти являются пористо-кавернозные известняки черепетского возраста. Обратимся к плакату No 1.
Отложения черепетского горизонта турнейского яруса представлены переслаиванием известняков большей частью глинистых, аргиллитов с подчиненными прослоями мергелей, доломитов. Как видно из схемы геологического профиля, глинисто-карбонатные отложения черепетского горизонта в целом являются непроницаемой покрышкой для залежи нефти черепетского горизонта. Нефтенасыщен в черепетских отложениях пласт C-IV, пласты C-II и C-III сложены известняками заглинизированными. Основные запасы нефти в турнейском ярусе приурочены к пласту пористо-кавернозных известняков общей толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Имеются отдельные изолированные линзы проницаемых известняков.
(переход к плакату 2)
ПЛАКАТ 2 – Геолого-физическая характеристика турнейской залежи
Пласт довольно хорошо выдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,7м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8м до 8,0м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение.
Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Как видно из таблицы, уточненная пористость в среднем составляет 16%, проницаемость – 0,215мкм2. Средневзвешенная по толщине нефтенасыщенность 88%. Уровень ВНК установлен на абс. отм. -1352-1356м.
В турнейском ярусе нижнего карбона содержатся высоковязкие нефти-73,2мПа/с. Здесь же отмечено самое высокое содержание серы-3,47% и парафина-3,47%. Для того чтобы добытая нефть попадала в разряд товарной, ей необходимо пройти множество очисток. Так как продукция обводненная, нефть проходит достаточно длительную стадию обезвоживания.
Текущее состояние разработки турнейского объекта можно характеризовать как удовлетворительное.
Все скважины добывающего фонда на турнейском объекте механизированы. Из 206 действующих добывающих скважин 81 оборудованы ЭЦН, остальные 125 – ШГН. Коэффициент использования фонда равен 0,894, с учетом законсервированного фонда – 0,852, коэффициент эксплуатации – 0,925.
Средний дебит на 01.01.2005 действующих скважин составил по нефти – 6,0т/сут, по жидкости – 43,3т/сут, средняя обводненность – 86,2%. Максимальный дебит по нефти 57т/сут (скважина 1633), по жидкости – 333т/сут (скважина 1447).
Основное количество дополнительной нефти за последнее время получено за счет дополнительного воздействия на пласт.
Основными методами воздействия на пласт являются: бурение боковых горизонтальных стволов, обработка призабойной зоны скважин и оптимизация механизированного фонда.
Одним из наиболее эффективных методов повышения производительности и реанимации скважин, повышения темпов отборов нефти, увеличения конечного коэффициента извлечения нефти, является применение технологии вскрытия продуктивного пласта боковым горизонтальным стволом (БГС).
По сравнению со строительством новых скважин зарезка БГС из действующего фонда позволяет обеспечить значительную экономию капитальных вложений (в том числе, затрат на обустройство). При этом не требуется большого дополнительного отвода земель во временное пользование под площадки скважин и промысловые коммуникации, а также обеспечить решение некоторых проблем, возникающих на поздней стадии разработки месторождений.
В соответствии с “Классификатором ремонтных работ в скважинах” (приложение к “Правилам ведения ремонтных работ в скважинах” РД 153-39-023-97) зарезка боковых стволов из действующих скважин классифицируется как капитальный ремонт КР-6-1: “Зарезка новых стволов скважин”.
Основными факторами, определяющими выбор скважин и план подготовки ствола к ремонту, являются:
 герметичность обсадных колонн,
 наличие и местоположение дефектов колонн,
 наличие и состояние цементного камня за колоннами,
 наличие и местоположение интервалов заколонных межпластовых перетоков,
 проходимость инструмента по стволу скважины,
 наличие зон с осложненными условиями бурения в интервале предполагаемого бурения бокового ствола,
 технологические возможности восстановления герметичности колонн, цементного камня, проходимости инструмента по стволу скважины,
 соответствие уровня затрат на проведение работ поставленным целям и планируемому увеличению дебита.
Подготовительные работы к зарезке БГС включают:
 обследование состояния крепи скважины,
 установление интервалов дефектов крепи и их изоляцию,
 ликвидацию ствола скважины ниже интервала зарезки БГС,
 уточнение интервала вырезки “окна” в колонне для зарезки БГС,
 проверку проходимости компоновок бурового инструмента до интервала вырезки “окна” в колонне.
Одной из значительных проблем на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является высокая обводненность добываемой продукции. Многие скважины достигли предельной степени обводненности, когда дальнейшая добыча нефти из них становится нерентабельной.
Результаты бурения БГС показали, что дебиты скважин востанавливаются до средних дебитов по объекту разработки в целом, а в ряде скважин превосходят их в 1,5-2 раза.
Мишкинское месторождение занимает первое место среди месторождений Удмуртии по количеству пробуренных боковых горизонтальных стволов. Основным объектом по количеству пробуренных БГС является турнейская залежь.
Первоначальным проектным документом предполагалось разрабатывать турнейский объект при семиточечной схеме размещения с расстояниями между скважинами 500м в условиях площадного заводнения. Процесс разработки подобных объектов вертикальными скважинами протекает малоэффективно, что подтвердилось историей разработки турнейского объекта Мишкинского месторождения. Фактические показатели разработки залежи нефти существенно отставали от проектных, несмотря на применение полимерного заводнения в центральной части залежи. Неблагоприятные геолого-физические характеристики этого объекта ставили под сомнение возможность достижения планируемых показателей при запроектированной сетке скважин и предлагаемом методе воздействия на пласт. В последующем проектном документе было предложено уплотнение сетки добывающих скважин в два раза (250x250м). Предлагалось бурение дополнительных вертикальных скважин: шесть скважин по периметру ранее запроектированного площадного семиточечного элемента и шесть скважин внутри элемента, с переходом на площадной девятнадцатиточечный элемент и термополимерное воздействие.
Проектный дебит для новых вертикальных скважин принимался на уровне 2т/сут. Бурение дополнительных вертикальных скважин позволило несколько увеличить суммарные показатели по объекту, но уровни добычи существенно не возросли. Ввод низкодебитных скважин экономически не оправдывался. В опытном порядке с 1992 по 1994 годы на турнейский объект пробурено четыре горизонтальные скважины. С 1995 года горизонтальное бурение внедряется в промышленных объемах на основании утвержденного документа «Дополнение к технологической схеме разработки» 1995 года. На начало 2007 года на турнейский объект пробурено 78 боковых горизонтальных стволов. Фактическая длина горизонтальных стволов для БГС от 83м до 290м. По всем пробуренным скважинам основную часть горизонтального участка удалось сформировать в нефтенасыщенной части пласта.
Зарезка боковых горизонтальных стволов позволила существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи, а так же реанимировать законсервированный и бездействующий фонд скважин.
Накопленная добыча нефти за счет бурения БГС на 01.01.2007 года составила 1079тыс.т (14,7%). Среднесуточная добыча нефти на конец 2006 года составила по скважинам с боковыми горизонтальными стволами 606т/сут или 52,3% от общей среднесуточной добычи по объекту. Начальный дебит по нефти по БГС в среднем составил 12,9т/сут, что в несколько раз выше дебита вертикальных.
На конец 2006 года БГС турнейского объекта эксплуатируются со средним дебитом нефти 9,7т/сут. и средней обводненностью 80%. Средний дебит нефти вертикальных скважин – 4,9т/сут, обводненность – 85%. Обводненность по новым боковым горизонтальным стволам в среднем по объекту составляла 36%. Связано это с тем, что большинство БГС формировалось в элементах разбуренных вертикальными скважинами.
За последние два года на турнейском объекте проведено девять зарезок БГС. Все стволы размещались в высокопродуктивных зонах и по ним получены высокие дебиты. Так средний начальный дебит нефти по ним составил 63т/сут, что значительно превышает среднее значение по ранее пробуренным БГС.
Турнейская залежь, по сути, явилась уникальным объектом для полномасштабного промышленного эксперимента по внедрению принципиально новой технологии среди всех месторождений Удмуртии. Специфические геологические условия (массивная залежь, неоднородный карбонатный коллектор, высоковязкая нефть) позволили в наибольшей степени выявить предпочтение системы разработки с горизонтальными стволами в сравнении с вертикальными и наклонно-направленными скважинами. Перспективы дальнейшей разработки турнейского объекта могут связываться с забуриванием отдельных БГС в тех или иных участках залежи из обводнившихся вертикальных скважин.
(переход к плакату 4)
ПЛАКАТ 4 - Профиль БГС
“Окно” рекомендуется вырезать на 130...150 м выше кровли проектного пласта, что обеспечивает удаление точки входа в продуктивный пласт горизонтального участка на расстояние 80...150 м от старого ствола.
Проходка неустойчивого интервала над продуктивной части БГС и первичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется с промывкой стволов буровыми растворами на полисахаридной основе с малым содержанием твердой фазы. Использовалась система МКБР.
При достижении глубины по вертикали на 10...15 м выше отметки кровли проектного коридора бурения с целью привязки горизонтального участка БГС к репеному пласту, делается привязочный каротаж. Для получения оперативной информации в процессе бурения проводятся геолого-технологические исследования газокаротажной станцией.
При достижении проектной глубины производятся заключительные ГИС (комплексы Горизонталь-5 или АМК-Горизонт).
Важным этапом строительства БГС является крепление скважины после бурения. Боковой горизонтальный ствол обсаживается хвостовиком. Целью спуска потайной колонны является разобщение продуктивного пласта от залегающих выше проницаемых пластов и крепление ствола скважины в интервалах терригенных отложений. Хвостовик комплектуется из обсадных труб с номинальным наружным диаметром 101,6 мм.
Применение БГС позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи. Накопленная добыча нефти за счет бурения БГС составила 910 тыс.т.
Обводненность по новым боковым горизонтальным стволам в среднем по объекту составляет 36%. Связано это с тем, что БГС бурились в элементах разбуренных вертикальными скважинами.
Для оценки азимута бурения необходимо учитывать строение нефтенасыщенного пласта. Такая зарезка производится в нефтенасыщенную зону пласта, минуя обводненную зону. Это позволяет снизить обводненность продукции и увеличить отбор, за счет увеличения зоны дренирования. Поэтому при выборе направления бурения необходимо руководствоваться картой нефтенасыщенных толщин и картой отбора, а так же учитывать материалы по проведенным ранее технологическим и гидродинамическим исследованиям скважин. Учитывая это, выберем направление (проектный азимут горизонтального ствола), а именно направление наименее охваченное существующей разработкой участков с предполагаемыми наибольшими запасами флюидов.
(переход к плакату 5)
ПЛАКАТ 5 – Карта размещения БГС.
Выберем скважины No1550, 1625, 1513, 1518 Выбранные скважины остановлены из-за нерентабельности эксплуатации и высокой степени обводнённости продукции.
Критерии, которые определяют эффективность бурения боковых горизонтальных стволов, можно условно разделить на две части:
1. Геолого-технологические факторы.
2. Параметры горизонтального ствола.
Обоснование оптимальной длины горизонтального ствола
Размещение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на площади залежи, выбор направления бурения и оптимальной длины осуществляется в соответствии с геологическими критериями.
Определение местоположения целиков нефти, не участвующих в процессе дренирования, производится по картам разработки, картам изобар, с учетом продуктивности окружающих скважин и текущей выработки запасов. Размеры целиков нефти обусловлены характером размещения добывающих скважин на залежи и геологической неоднородностью коллектора, которая влияет на их продуктивность. По каждой добывающей скважине оценивается условный радиус дренирования (Rдр). Боковые горизонтальные стволы закладываются за пределами зон дренирования в перспективных направлениях.
Условный радиус дренирования оценивается как
,    (1)

где  Qн – накопленный объем нефти, добытой из скважины, т.;
h – вскрытая эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
m – пористость, д.ед.;
Кнн – коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;
– коэффициент дренирования, д.ед.;
b – пересчетный коэффициент объема нефти;
- плотность нефти, т/м3.
По мере удаления от скважины коэффициент дренирования изменяется по экспоненте от единицы у забоя до некоторой минимальной величины в недренируемой части залежи. Его текущая величина определяется как
, (2)
где   - средний текущий коэффициент нефтеизвлечения по объекту в целом, д.ед.;
- конечный коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.; 
Коэффициент дренирования определяет степень вовлечения извлекаемых запасов нефти в сферу влияния добывающих скважин. В момент пуска скважины в эксплуатацию, когда еще близок к нулю, вероятность вовлечения нефти в непосредственной близости от скважины приближается к единице. По мере отбора нефти в ближней зоне и расширения радиуса дренирования на величину коэффициента дренирования все большее влияние оказывает геологическая неоднородность объекта и особенности реализуемой системы разработки. Когда же эксплуатация залежи завершается и достигается конечный коэффициент извлечения нефти, коэффициент дренирования ее оставшихся запасов становится минимальным.
Оптимальная длина БГС определяется реализованной сеткой вертикальных скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти, техническими возможностями и экономическими параметрами бурения.
По средним значениям параметров пластовой системы месторождения оценивают зависимость удельного дебита БГС на 1м ствола от длины горизонтального участка. Как правило, увеличение длины ствола более чем на 200м не приводит к существенному увеличению дебита скважины по нефти, и в то же время ведет к значительному удорожанию стоимости БГС. Таким образом, максимальная длина горизонтального ствола не должна превышать 150-200м.
В противном случае увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин.
Практические данные работы БГС на месторождениях Удмуртии указывают, что дебит горизонтального ствола в условиях неоднородных коллекторов, реализованной сетки скважин и отходах от старого ствола на 150м при увеличении его длины более 150м не растет. Эффективная длина горизонтального ствола, сформированная в нефтенасыщенном коллекторе, составляет не более 100м.
Для месторождений Удмуртии в целях минимизации затрат и оптимизации разработки эффективную длину БГС рекомендуется ограничивать 100-150м. Такая длина БГС обеспечивает снижение риска их быстрого обводнения из существующих депрессионных воронок и более устойчивую и длительную его эксплуатацию. На не разбуренных участках залежи длина БГС может быть увеличена до 150-200м. Точку входа горизонтального ствола в пласт необходимо размещать на расстоянии не менее 100-150м от забоя вертикальной скважины в целях обеспечения оптимального отхода и снижения аварийности работ в процессе прохождения неустойчивых или обводненных пластов. Оптимальную длину каждого БГС дополнительно оценивают на основе экономического анализа трех вариантов технологических расчетов (при разной длине БГС).
Оценим примерную длину БГС следующим способом: Стационарный приток жидкости в горизонтальную скважину выражается формулой
    (3)
где L — длина горизонтальной скважины;
     (4)
—большая полуось эллипса (контур питания) рис.3.7.





Рис.3.7.
На основе технологических и экономических расчетов при различных L можно ориентировочно предсказать оптимальную длину горизонтальной скважины.
Для нашего случая подставим в формулу (2) L=150, 2Rk=125 (малая полуось контура дренирования):
м.
Получили, что при длине горизонтального ствола 150м и шириной дренирования 125м., большая ось дренирования теоретически равна 177,8м., что является приемлемым при сетке скважин 250×250, дальнейшее увеличение длины, как показала практика, неэффективна, и значительного прироста дебита надает.
Эффективность горизонтального бурения определяется не только геолого-физическими критериями, техническими параметрами, выбранными целиками нефти, но и профилем горизонтального ствола.
Профиль горизонтального ствола контролируется, прежде всего, геолого-физическими факторами.
В массивных залежах с карбонатными коллекторами и активными подошвенными водами профиль ствола определяется активностью водонапорной системы.
Во избежание преждевременного обводнения горизонтального ствола подошвенной водой, в условиях ее высокой активности, горизонтальный ствол целесообразно формировать в кровельной части продуктивного пласта по горизонтали, либо по нисходящей линии. Как в первом, так и во втором случае более низкий участок ствола должен быть на оптимальном расстоянии от ВНК. Для массивных залежей турнейского возраста с активными подошвенными водами это расстояние должно быть не менее 8 - 10м, башкирского– 6 – 8м. Это расстояние подтверждено опытом бурения горизонтальных стволов.
В условиях пластового характера залежи с отсутствием подошвенных вод профиль горизонтального ствола рекомендуется формировать по нисходящей линии с полным охватом пласта по толщине.
В условиях узких нефтяных оторочек и в подгазовых залежах профиль рекомендуется по восходящей линии в сторону газовой залежи, что делает возможным изолировать прорыв газа за счет отсечения конечной части ствола.
Направления БГС выбирают с учетом ранее названных критериев, а так же предполагаемого размещения целиков нефти.
(переход к плакату 3)
ПЛАКАТ 3 – Технико-экономические показатели.
Применение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы добычи нефти.
В данной работе проведена экономическая оценка варианта разработки турнейского объекта. Экономическая оценка вариантов произведена на основании РД 153-39-007-96 . Методика расчета предполагает единый подход к оценке вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
С точки зрения экономической эффективности наилучшим вариантом разработки является проектный вариант, при котором инвестор получает наибольшую прибыль в размере 343,87млн.р за весь рентабельный срок разработки, против убытка, получаемого при осуществлении базового варианта.
По предполагаемым к бурению 4х БГС дополнительно прогнозируется извлечь 107,17тыс.т. нефти и 309,64 тыс.т жидкости.
Кроме того, проектный вариант обеспечивает наибольшее достижение коэффициента извлечения нефти 0,36. При этом КИН увеличивается на 0,3%
Выручка от реализации нефти и газа определяется предполагаемыми объемами продажи по ценам внутреннего и внешнего рынков и составит 643,02 млн.р.
Прибыль от реализации (Пt) – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Она составит 343,87 млн.р.
Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений.
Этот показатель имеет "весомое" значение. Если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1- вариант разработки нерентабелен. При проектировании месторождений уже обустроенных либо находящихся на поздних стадиях, этот показатель определяется с учетом уже существующих основных фондов.
Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями.
Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV).
Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения – определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году.
Суммарный дисконтированный денежный поток (NPV) – определяется как алгебраическая сумма годовых дисконтированных значений денежного потока. Он характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами проекта с учетом их разновременности.
Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.
Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций.
Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.
Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего дисконтированного потока наличности. Проект считается рентабельным при индексе доходности больше 1.
Таким образом, на основании выполненных технико-экономических расчетов, к утверждению рекомендуется проектный вариант разработки, при реализации которого достигаются больший коэффициент нефтеизвлечения по месторождению, а инвестор получает наибольшую прибыль.
Выводы!
Боковое горизонтальное бурение в ОАО "Удмуртнефть", назвать новым направлением в области разработки месторождений на мой взгляд, наверное уже нельзя, поскольку оно занимает ведущую роль в разработке нефтяных месторождений.
Интенсификация добычи нефти на Мишкинском месторождении происходит в основном благодаря бурению БГС. При зарезке боковых горизонтальных стволов в разработку попадают труднодоступные целики нефти, а также высокообводненные скважины. На сегодняшний день добыча нефти за счет БГС по месторождению составляет около 40%. Экономический эффект очень высок.
Технология бурения БГС в Удмуртии на сегодняшний день хорошо отработана. Объем бурения БГС на Мишкинском месторождении до сих пор не исчерпан, и мы вправе ожидать еще больший экономический эффект от данного мероприятия.
Таким образом, проект является жизнеспособным, поскольку обеспечивает довыработку остаточных запасов, увеличивает коэффициент нефтеизвлечения.