Захід № 2. Гідравлічний розрив пласта. Пропонується здійснити на свердловині 51-Струтинь Струтинського родовища.

Потужній гідророзрив пласта (ПГРП) – один з осоновних методів діяння на привибійну зону. Суть його полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин у пласті шляхом запомповування рідини у свердловину під високим тиском і подальшому закріпленні їх розклинювальним високопроникним матеріалом ( наприклад піском).

Технологія ГРП містить такі операції:

1. промивання свердловин;

опускання у свердловину високоміцних НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;

обв’язування і опресування на 1,5 – кратний робочий тиск гирла і надземного обладнання;

визначення приймальності свердловини шляхом запомповування рідини;

запомповування по НКТ у пласт рідини- розриву, рідини-пісконосія і протискувальної рідини (властиво гідророзриву);

демонтаж обладнання;

пуск свердловини в роботу.

Гідророзрив пласта відбувається за високих тисків, які сягають 70-100 МПа, що часто перевищує допустимі тиски для обсадних колон. Для захисту обсадних колон від високого тиску на нижньому кінці НКТ опускають у свердловину пакер з якора, які встановлюють над покрівлею оброблюваного пласта. Еластичний елемент пакера в результаті стискування його вагою НКТ герметизує затрубний простір. Це досягається або опорою пакера на вибій з допомогою перфоровано хвостовика, або опорою пакера на обсадні труби з допомогою плашок пакера, які звільняючись під час повороту НКТ, розсуваються і витискуються у внутрішню поверхню обсадної колони. Якір попереджує зміщення пакера під дією різниці тисків під і над ним. За рахунок внутрішнього надлишкового тиску плашки якоря розсуваються і втискуються у внутрішню поверхню обсадної колони.

Перед опусканням пакера здійснюють шаблонування стовбура свердловини спеціальним шаблоном, який опускають у свердловину з допомогою НКТ, щоб попередити можливість заклинювання пакера і руйнування його еластичного елемента в процесі опускання.

Робочі рідини для ГРП використовують на вуглеводневій або водній основі. Вони не повинні погіршувати фільтаційних характеристик пласта, не спричинювати набухання глинистого цементу порід, не утворювати осадів під час контактування з флюїдами і водночас бути доступними та дешевими. Крім того, рідина -розриву і рідина-носій також повинні володіти доброю носійною або утримувальною здатністю відносно до частинок розклинювального матеріалу. Це досягається збільшенням в’язкості або наданням рідині структурних властивостей. У разі високої фільтрації в пласт рідина- розриву в наслідок розсіювання в об’ємі пласта не спричиняє гідророзриву або розвитку тріщин далеко від стінки свердловин, а рідина-насій не забезпечує перенесення частинок розклинювального матеріалу в тріщині.

Раніше широко використовувались рідини на вуглеводневій основі і емульсії. На даний час 90% операцій ГРП використовують рідини на водній основі ( вода, розчини полімерів, кислотні розчини, міцелярні розчини), а також гелі. Технологія ПГРП на свердловині 51-Струтинь проводиться із застосуванням міцелярних розчинів та алюмогелю.

Як протискувальна рідина використовується технічна вода. Розклинювальним матеріалом (наповнювачем тріщин) служить кварцевий пісок з діаметром частинок 0,5 - 1,2 мм.

Захід № 3. Встановлення гарантійного терміну служби відремонтованих штаногових глибинних насосів.

Значну частину поточних ремонтів свердловин, складають роботи пов’язані з заміною штангових глибинних насосів. Причому, дані роботи проводяться фактично на всіх свердловинах, що експлуатуються НГВУ «Долинанафтогаз». Заміна глибинних штангових насосів проводиться в тому випадку, коли насос виходить з ладу, тоді даний насос замінюють на інший відремонтований або новий, а насос, який був у свердловині відправляють на ремонт до наступної заміни. Однак, в процесі роботи є випадки, коли опущений в свердловину, відремонтований штангового-глибинний насос виходив з ладу пропрацювавши декілька днів, при чому в останні роки такі випадки стаються все частіше.

З метою недопущення таких ситуацій пропонується вдосконалити використання обладнання свердловин, зокрема штангових глибинних насосів, встановлюючи гарантійний строк їх служби. Необхідно підтверджувати якісь ремонтів штаногових глибинних насосів, шляхом видачі гарантійного документу. Обов’язковою умовою є також проведення технічних оглядів (ТО) насосів і чітке дотримання регламенту виконання цих техоглядів.

Даний захід дозволить зменшити кількість поломок насосів, позапланових ремонтів та витрат на їх проведення, а в кінцевому результаті до економічного ефекту в сумі понад 681,867 тис.грн. Тож можна сказати, що даний захід себе виправдовую.

4.2. Економічна оцінка впливу резервів підвищення нафтогазовилучення на Струтинському родовищі.

Для оцінки впливу запропонованих резервів підвищення нафтогазовилучення і вибору більш оптимального слід провести наступні рорзрахунки.

Захід № 1 . Солянокислотне оброблення.

За формулою (2.5.) визначаємо валовий дохід від заходу у 2006 році:

ВД=749 * 774,56 + 229 * 253 = 638082,44 грн.

ВД без ПДВ = 531735,36 грн.

Згідно формули (2.6.) визначаємо валові витрати на захід у 2006 році:

ВВ = 749 * 315,74 + 229 * 162,15 = 275243,11 грн.

Для визначення чистого прибутку скористаємося формулою (2.4.):

NP = (531735,36 – 275243,11 – 51142,5) * 0,25 = 51337,44 грн.

Амортизація згідно формули (2.7) :

А = 568250 * 0,09 = 51142,5 грн.

Згідно формули ( 2.3.) грошовий потік в кінці періоду матиме наступне значення:

СF = 51337,44 + 51142,5 = 102479,93 грн.

З метою належного визначення чистої теперішньої вартості грошових потоків визначаємо ставку дискону:

Базова ставка 8%;

Премія за систематичний ризик 7%;

Премія за ризик, характерний об’єкту 2%;

Компенсація нфляційних очікувань – 3,13 %

За формулою (2.8.) :

r = 8% + 7% + 2% - 3,13 % = 15,99 %

За вирахуванням податку на прибуток ставка дисконту становить:

r = 15,99%