6. Технико-экономическое обоснование рекомендаций

Паро-циклические обработки проводятся с целью снижения вязкости и увеличения подвижности нефти, установления в забойных условиях термодинамического режима, направленного на снижение фильтрационных сопротивлений и препятствующего отложения асфальтеносмолистых веществ.

Одной из главных технических проблем, связанных с реализацией технологии паротеплового воздействия, является закачка пара высоких параметров (давление до 16 МПа, температура до 340 ⁰С) в пласт, залегающего на глубине свыше 1000 м. Необходимо иметь следующие технические средства: в качестве источника пара используются парогенераторы США «Термотикс», фирмы ITS производительностью 20 т/час, на давление до 16 МПа, в количестве 5 шт; устье нагнетательных скважин оборудуется арматурой «Ингрем Кактус» - 11 комплектов (в том числе 9 для нагнетательных скважин, 2 для проведения ПЦО по добывающим скважинам); для подачи пара в забой скважины используют термоизолированные трубы «Термокейс – 750» - 11 комплектов; для герметизации межтрубного пространства – термостойкий пакер в количестве 11 комплектов.

Для расчета экономического эффекта мероприятия необходимо иметь следующие данные: объем дополнительно добытой из объекта нефти после проведения обработки за полный период эксплуатации скважин на повышенном дебите; дополнительные капитальные вложения, связанные с проведением обработки; себестоимость нефти дополнительно добытой без проведения обработки.

Основные показатели ПЦО приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1-Показатели экономической эффективности мероприятия

Показатели	Базовый вариант	Вариант с ПЦО
1. Добыча нефти, т	100751	132840
2. Прирост добычи нефти, т		32089
3. Выручка от реализации, тыс. руб.	314343	414460
4. НДС, тыс. руб.	62868	82892
5. Акцизный сбор, тыс. руб.	2821	3719
6. Прибыль к налогообложению, тыс. руб.	140346	263739
7. Чистая прибыль от реализации, тыс. руб.	88898	169148
8. Прирост чистой прибыли, тыс. руб.		80249
9. Налог на прибыль, тыс. руб.	47717	89670
10. Удельный прирост чистой прибыли на 1 т прироста добычи нефти, руб./т		604

Заключение

В разрезе Усинского месторождения установлена промышленная нефтеносность пермо-карбоновых и фаменских карбонатных отложений, а также терригенных пород живетского яруса среднего девона. Нефти в породах живетского яруса характеризуются как легкие и маловязкие. Нефти пермо-карбоновой залежи - высоковязкие.Лицензиями на право пользования недрами пермо – карбоновой залежи Усинского месторождения владеет ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Всего на 01.01.06 из залежи добыто 50,2 млн. т нефти, 142,9 млн. т жидкости, закачано 38,7 млн. т теплоносителя (в т. ч. 17,1 млн. т пара). Текущая нефтеотдача составила 6,8 %, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 27 %. Основное количество нефти за весь период разработки залежи отобрано на участках ПТВ-1 и ПТВ-3.

В последние годы отбор воды из залежи резко возрос. Наибольший рост отборов воды наблюдался в 2001 г. – на 14 % по сравнению с 2000 г. В 2004 г. отбор воды увеличился на 11 % по сравнению с 2003 г. В 2005 г. обводненность добываемой продукции по сравнению с 2004 г. практически не изменилась. В целом наиболее обводненным остается нижний объект (85,7 %), наименее обводнен верхний объект (75,3 %).

С целью снижения вязкости и увеличения подвижности нефти, восстановления и улучшения проницаемости коллектора, установления в забойных условиях термодинамического режима, направленного на снижение фильтрационных сопротивлений и препятствующего отложению асфальтено-смолистых веществ, предусматриваются паро-циклические обработки скважин.

В данном проекте приведены расчеты показателей паро-циклических обработок призабойных зон добывающих скважин. Продолжительность эффекта определена, исходя из продолжительности периода, при котором вязкость нефти снижается до 90 мПа*с, что соответствует температуре 100⁰С, и составляет 270 суток. В общей сложности на пермо – карбоновой залежи с 1993 по 2005 гг. было проведено 279 ПЦО по 178 скважинам. Общий расход пара на ПЦО составил 1187,6 тыс.т. Общая дополнительная добыча нефти оценивается в 1375,9 тыс.т.