Михайлів І. Р., Мазур А. П., Дубей Н. В., Баранова І. О

Про можливість використання ліквідованих свердловин для вилучення залишкових запасів нафти

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Важная роль в повышении нефтеизвлечения на месторождениях Украины отводится рациональному использованию фонда пробуренных скважин. Таким образом большое колличество бездействующих, аварийных и ликвидированных скважин является весомым резервом для повышения объемов добычи остаточных запасов нефти и газа.

Ключевые слова: ликвидированы скважины, реанимация скважин, использование фонда, повышение нефтеизвлечения.

At the Ukraine oil and gas deposits important thing of oil recovery increasing be allocated to rational use of the drilled wells stocks. Thus a lot of inactive, emergency and abandoned wells are heavy reserve for increasing production volumes of immovable oil and gas reserves.

Keywords: abandon a well, well recovery, use of a stock, advance of oil recovery.

Значна кількість бездіючих, аварійних та ліквідованих свердловин є вагомим резервом для підвищення фактичного нафтогазовилучення і, тим самим, призводить до залучення в розробку залишкових запасів нафти і газу. Тому на сьогодні актуальним є питання щодо проведення відновлювальних робіт на таких свердловинах з метою подальшого введення їх в експлуатацію.

Слід звернути увагу на те, що значна увага приділяється також і бурінню бокових стовбурів не лише у діючих свердловинах, а в тих, що знаходяться у фонді ліквідованих. Буріння бокових стовбурів дозволяє реанімувати ліквідовані свердловини, що в кінцевому результаті призводить до покращення технологічних і економічних показників розробки родовища.

Як приклад визначення ефективності використання ліквідованих свердловин для вилучення залишкових запасів нафти, можна розглянути свердловини Північно-Долинського та Микуличинського родовищ. Розрахунки фінансової ефективності їх реанімації та подальшої експлуатації виконані за двома варіантами проведення відновлювальних робіт на свердловинах 148-Пн. Долина та 3-Делятин.

Скупчення нафти Північно-Долинського родовища приурочені до пластів пісковиків і алевролітів, які залягають у вигляді невитриманих прошарків і лінз серед глинистих порід середньо- і нижньоменілітової підсвіт. За результатами випробування відклади нижньоменілітової підсвіти продуктивні лише в декількох свердловинах, тоді як у переважній більшості повністю обводнені. На даний час поклади практично не розробляються, лише дуже малі відбори нафти (до 3 тон на рік) проводяться однією свердловиною 34 Пн.Д.

Свердловина 148-Пн.Д бурилася для вироблення запасів нафти з І ділянки Болехівського блоку Північно-Долинського родовища. На сьогодні вона є ліквідована з технічних причин через зім’яття експлуатаційної колони. Тому пропонується провести відновлювальні роботи на свердловині, які полягатимуть у бурінні бокового стовбура з глибини 1884 м до 3214 м у напрямку до свердловини 34 на відстань 250 м від наявного вибою свердловини.

Економічні розрахунки доцільності реанімації свердловини 148-Пн.Долина виконані згідно двох варіантів: перший – за умов вилучення наявної експлуатаційної колони; другий – за умов забурювання бокового стовбура в існуючій колоні, у випадку неможливості її вилучення.

Економічні показники експлуатації свердловини 148-Пн.Д за умов першого варіанту наведені в таблиці 1. Проектні показники розраховані на період експлуатації з 2010р. по 2029р. За цей час:

– видобуток нафти складе 29,33 тис.т;

– величина капітальних вкладень складе  11203,54 тис.грн.;

– середня собівартість 1 т нафти за 10 років експлуатації становитиме 693,36 грн.;

Таблиця 1 

Показники експлуатації свердловин 148-Пн.Д

Експлуатація даної свердловини за умов передбачених І варіантом протягом 2010-2029рр. є прибутковою, чистий прибуток досягне 47970,8 тис.грн. Капітальні вкладення у відновлювальні роботи на свердловину окупляться протягом двох років, значення грошового потоку досягає 29507,48 тис.грн. За проектний період у бюджет буде сплачено 39009,5 тис.грн. податків та відрахувань.

Таким чином, реалізація першого варіанту переведення свердловини у експлуатаційний фонд є доцільною для нафтогазовидобувного підприємства, а загальна вартість додатково видобутої сировини складе 68516,98 тис.грн.

Згідно даних другого варіанту:

–      видобуток нафти складе 29,56 тис.т;

–      величина капітальних вкладень складе  15094,54 тис.грн.;

–      середня собівартість 1 т нафти за 10 років експлуатації становитиме 696,8 грн.;

Експлуатація даної свердловини за умов передбачених ІІ варіантом протягом 2010-2029рр. також є прибутковою, чистий прибуток досягне 36691,25 тис.грн. Капітальні вкладення у відновлювальні роботи на свердловину окупляться протягом трьох років, значення грошового потоку досягає 43889,60 тис.грн. За проектний період у бюджет буде сплачено   41384,0 тис.грн. податків та відрахувань.

Таким чином, згідно з економічними розрахунками, до впровадження більш доцільним є перший варіант. Однак, якщо він не зможе бути технічно можливим, економічний розрахунок доводить також і можливість реалізації другого варіанту. Загальна вартість додатково видобутої сировини складе 67000,00 тис.грн.

Свердловина 3-Делятин бурилася з метою пошуків покладів нафти і газу в межах Тереснянської площі, однак була ліквідована за геологічними причинами. Згідно з матеріалами ЗУГРЕ вона знаходиться в південно-східному блоці Тересняської структури, однак за результатами детального аналізу виконаного тематичною партією Прикарпатського УБР, висловлена думка про те, що ймовірно, зазначена свердловина розкрила чолову частину Микуличинської складки в блоці, де знаходиться свердловини 6-Мик.

Економічні розрахунки доцільності реанімації свердловини 3 – Делятин виконано згідно двох варіантів: перший – проведення відновлювальних робіт, що включають у себе розбурювання ліквідаційного моста, виконання комплексу ГДС в інтервалі 1950-2330 м та перфорацію виділених горизонтів; другий – забурювання другого стовбура з глибини 1000 м до 2800 м і проведення випробування еоценових і олігоценових відкладів.

Економічні показники експлуатації нафтового покладу в еоцен-олігоценових відкладах свердловиною 3-Делятин за умов першого варіанту наведені в таблиці 2. Проектні показники розраховані на період експлуатації з 2010 р. по 2029 р. За цей час:

–      видобуток нафти складе 61,48 тис.т;

–      величина капітальних вкладень складе  8391,94 тис.грн.;

–      середня собівартість 1 т нафти за 10 років експлуатації становитиме 702,58 грн.;

Таблиця 2

Показники експлуатації свердловини 3-Делятин

Експлуатація даної свердловини за умов передбачених І варіантом протягом зазначеного періоду є прибутковою, чистий прибуток досягне 81689,75 тис.грн. Капітальні вкладення у відновлювальні роботи на свердловину окупляться протягом півтора року, а значення грошового потоку досягає 38134,85 тис.грн. За проектний період у бюджет буде сплачено 86072,00 тис.грн. податків та відрахувань.

Таким чином, реалізація першого варіанту переведення свердловини у експлуатаційний фонд є доцільною для нафтогазовидобувного підприємства, а загальна вартість додатково видобутої сировини складе 106245,69 тис.грн.

Згідно даних другого варіанту:

–      видобуток нафти складе 61,48 тис.т;

–      величина капітальних вкладень складе  20091,94 тис.грн.;

–      середня собівартість 1 т нафти за 10 років експлуатації становитиме 796,35 грн.;

Експлуатація даної свердловини за умов передбачених ІІ варіантом протягом 2010-2029рр., також є прибутковою, чистий прибуток досягне 81229,49 тис.грн. Капітальні вкладення у відновлювальні роботи на свердловину окупляться протягом трьох років, а значення грошового потоку досягає 86072,00 тис.грн. За проектний період у бюджет буде сплачено 14674,7 тис.грн. податків та відрахувань.

Таким чином, реалізація другого варіанту переведення свердловини у експлуатаційний фонд також є доцільною для нафтогазовидобувного підприємства. Загальна вартість додатково видобутої сировини складе 100746,70 тис. грн.

Наведені вище дані свідчать про доцільність проведення робіт з відновлення та введення свердловин 148- Пн.Д та 3-Делятин в експлуатацію, що принесе вигоду нафтогазовидобувному управлінню. Таким чином, раціональне використання фонду пробурених свердловин та проведення реанімаційних заходів на ліквідованих, бездіючих та аварійних свердловинах сприятиме підвищенню нафтовилучення на родовищах України.

Література:

1 Витвицький Я.С. Економіка нафтогазорозвідувальних робіт. Навчальний посібник.– Івано-Франківськ: Місто НВ, 2004.- 324с.

2 Маєвський Б.Й., Лозинський О.Е., Гладун В.П., Чепіль П.М. Прогнозування, пошуки та розвідка нафтових та газових родовищ. - К.: Наук. думка, 2004.- 448с.

3 Міщенко В.С. Мінерально-сировинний комплекс України: економічніорієнтири // Научные труды НГА Украины. – Днепропетровск: 1998, №3, т.1, с.22-27.

4 Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу. Київ, ДКЗ України, 1998. С. 36-44.

5 Складання початкової і попередньої геолого-економічних оцінок геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Методичні вказівки (Керівний нормативний документ 41-00032626-00-329-99). Комітет України з питань геології та використання надр. Київ, 1999. 69 с.