Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО «Ванкорнефть»

метки: Месторождение, Ванкорский, Нефтегазовый, Скважина, Горизонтальный, Потеря, Работа, Жидкость

Министерство образования и науки Российской Федерации, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ/РАБОТА

Тема работы

«Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения» ЗАО «Ванкорнефть»

Томск — 2016 г.

Реферат

Выпускная квалификационная работа 76 с., 20 рис., 12 табл., 19 источников.

Ключевые слова: нефть, горизонтальный ствол, состав, свойства, режим движения, , материал труб, внутренний диаметр, температура, программный пакет, моделирующая схема, прогноз.

Цель работы — оценка и определение длины горизонтального ствола скважины Ванкорского месторождения путем аналитического подбора комбинации методов и их параметров с помощью многовариантных расчетов гидродинамического симулятора.

В процессе исследования рассмотрена и применена методика определения длины горизонтального ствола.

В результате исследования получена аналитическая моделирующая схема для компании ЗАО «Ванкорнефть», близкая к фактическим результатам, которая строит зависимость оптимального прогноза добычи от увеличения длины горизонтального ствола скважины, что в свою очередь позволяет выбрать наилучшие технологические, конструктивные и технические параметры при строительстве и заканчивании скважин на месторождении компании.

Область применения: может быть использована в решении прикладных задач для прогноза на других месторождений компании, где планируется использование горизонтальных скважин.

Экономическая эффективность/значимость работы позволяет аналитически дополнить существующие расчеты и сократить время на подбор верного варианта разработки.

В будущем необходимо провести апробацию методики на других месторождениях компании.

Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки

ПЗП — призабойная зона пласта

ОАО — открытое акционерное общество

ЗАО — закрытое акционерное общество

НГДУ — нефтегазодобывающее управление

СКВ. — скважина

РФ — Российская Федерация

УПС — установка предварительного сброса (воды)

ЖОУ — жидкие отходы углеводородов

ЛНФ — легкая нефтяная фракция

ГПЗ — газоперерабатывающий завод

ГОСТ — государственный стандарт

Выпускной квалификационной работы: «Обзор методов интенсификации ...

... суммарная добыча нефти, дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Одни из методов интенсификации на ЮТМ это применение ОПЗ СКО с ГНКТ и горизонтальное ... с декабря по апрель. Расстояние по зимнику от площади работ (район скважины Юр–5) до пос. Куюмба 100 км, до ... км2, ее длина составляет 110км, ширина 20 км, высота залежи – 106 м. Средняя газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от ...

OCT — отраслевой стандарт

СТП — стандарт предприятия

ТУ — технические условия

РД — руководящий документ

ППД — поддержание пластового давления

НКТ — насосно-компрессорные трубы

ПЭД — погружной электродвигатель

МОП — межочистной период

ГТМ — геолого-техническое мероприятие

ПРС — подземный ремонт скважин

КРС — капитальный ремонт скважин

Резюме

В работе на примере Ванкорского месторождения (Россия, Красноярский край, ЗАО «Ванкорнефть»), рассматривается подход по определению оптимальной длины горизонтальной секции ствола скважин (горизонтальной скважины (ГС)).

Отличия результатов работы от выполненных ранее заключаются в том, что рассмотрена стандартная методика по определению НДДП (накопленный дисконтированный денежный поток) проекта, используемая для проектно-технической документации (ПТД), дополненная показателями, учитывающими удорожание бурения скважины при увеличении горизонтальной части ствола и изменения интенсивности притока жидкости на единицу длины горизонтальной скважины. Итогом проведенной работы явилось создание методики по определению оптимальной длины ГС.

Ценность работы заключается в более уверенном прогнозировании уровней добычи нефти при разработке объектов горизонтальными скважинами и, как следствие, объемов требуемых инвестиций при низкой изученности объектов.

ствол скважина продуктивный пласт

Введение

Компания ЗАО «Ванкорнефть» обладает лицензиями на ряд новых активов, находящихся на территории Красноярского края, требующих минимизации капитальных затрат на строительство скважин для достижения приемлемых экономических показателей. В настоящее время на этих месторождениях ведутся поисково-разведочное бурение и опытно-промышленные работы по доизучению залежей нефти и газа. Для получения максимального технико-экономического эффекта в качестве базовой технологии разработки планируется применение горизонтальных добывающих скважин [1].

Одним из ключевых параметров ГС, требующих детального обоснования, явилась оптимальная длина горизонтального участка. Опираясь на традиционные расчеты, выполненные на геолого-гидродинамических моделях, можно констатировать, что дебит скважины при увеличении длины горизонтального ствола (дополнительная перфорация ячеек), увеличивается практически линейно. При меньшем количестве скважин с увеличенной длиной ствола по сравнению с наклонно-направленными скважинами (ННС) или ГС с меньшей длиной ствола динамика добычи нефти и накопленные показатели различаются незначительно, тогда как НДДП при бурении «длинных» горизонтальных скважин по сравнению с остальными существенно выше. Данное обстоятельство при расчетах на фильтрационных моделях приводит к выводу о целесообразности бурения максимально длинных ГС, тогда как фактический опыт указывает на обратное: существуют технико-экономические ограничения длины открытого ствола ГС, которая составляет 500 м (±200 м).

Причиной этого является то, что фактически приток флюида из пласта в горизонтальную скважину происходит с разной интенсивностью по мере удаленности от начала горизонтального ствола. Это подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) на месторождении и данными из разных литературных источников [2-6]. В связи с этим в работе особое внимание уделено оценке интенсивности притока по стволу скважины.

1. Характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении и участке недр

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, на территории Дудинского района Таймырского муниципального района Красноярского края. Ближайший населенный пункт г. Игарка находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск — в 300 км к юго-западу от месторождения (Ошибка! Источник ссылки не найден.).

Район относится к слабо населённым с плотностью населения менее 1 человека на кв.км. В г. Игарка имеется речной порт и аэропорт, который способен принимать тяжёлые самолёты.

Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территорияхотсутствует. Необходимые материалы и оборудование в г. Игарка завозятся водным путём по р. Енисей. Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Игарка — 1747 км. На площадь Ванкорского месторождения основной объём грузов может завозиться только зимой, после достаточного промерзания болот, когда начинают функционировать временные зимние дороги (зимники).

Расстояние по зимнику от г. Игарка до площади месторождения в среднем 150 км.

Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в 160-180 км на северо-западе от Ванкорского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза».

Рисунок 1. Местонахождение месторождения

1.2 Краткая геологическая характеристика

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Большехетской структурной мегатеррассы, в составе которого выделяются Сузунское и Лодочное валообразные поднятия. Ванкорское поднятие представляет собой изотермическую структуру, вытянутую с юга на север.

В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста.

Нефтегазоносность Ванкорского месторождения связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнями. Месторождение является многозалежным, на Государственном балансе на 01.01.2008 г. числятся три газовые залежи — Дл-I-III, Як-I и Як-II, приуроченные к долганской и яковлевской свитам, две нефтяные залежи — Сд-IX и НХ-I, приуроченные к суходудинской и нижнехетской свитам, газонефтяная залежь — Як-III-VII и нефтегазоконденсатная залежь НХ-III-IV, приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в Табл. 1.

Табл. 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Дл-I-III	Як-I	Як-II	Як-III-VII	Сд-IX	НХ-I	НХ-III-IV
Средняя глубина залегания, м	1100	1647	1659	1671	2400	2670	2786
Тип залежи	Пластовый, сводовый литологически экранированный	Массивный, сводовый	Пластовый, сводовый литологически экранирован-ный	Пластовый, сводовый
Тип коллектора	Терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	247500	23328	72220	271480	17996	384920	301410
Средняя общая толщина, м	29	10	40	82	41	21	62
Средняя газонасыщенная толщина, м	11,2	2,9	1,4	5,9	—	—	16,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	—	—	—	19,1	5,3	6,3	17,3
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	6,5	6,0	38,5	28,5	15,2	2,9	11,0
Коэффициент пористости, доли ед.	0,26	0,27	0,25	0,27	0,20	0,20	0,20
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	—	—	—	—	—	0,48	—
Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	—	—	—	0,59 / 0,66	0,60 / —	0,30 / —	0,51 / 0,59
Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.	—	—	—	0,61	0,60	0,46	0,53
Проницаемость, 10-3 мкм2	1288	51	26	480	40	20	240
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,47	0,20	0,10	0,63	0,95	0,37	0,68
Расчлененность, ед.	5,0	2,8	2,6	15,2	3,5	3,0	11,0
Начальная пластовая температура, °Ж	12	30	30	34	53	59	65
Начальное пластовое давление, МПа	9,6	15,8	15,8	15,9	23,5	25,4	27,1
Вязкость нефти в пласт. условиях, МПа с	—	—	—	8,9	1,0	0,7	0,7
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	—	—	—	0,850	0,725	0,693	0,688
Плотность нефти в поверхн. услов., т/м3	—	—	—	0,902	0,867	0,823	0,845
Абсолютная отметка ВНК, м	979	1580	1593	1600	—	—	2716
Абсолютная отметка ГНК, м	—	—	—	1650	2379	2667	2760
Объемный коэффициент нефти, д. ед.				1,120	1,377	1,422	1,458
Содержание серы в нефти, %	—	—	—	0,2	0,1	0,2	0,1
Содержание парафина в нефти, %	—	—	—	0,9	2,2	0,9	2,9
Давление насыщения нефти газом, МПа	—	—	—	15,9	23,5	25,4	27,1
Газовый фактор, м3/т	—	—	—	61	177	202	211
Плотность воды в пласт. услов., т/м3	0,92	0,92	0,92	0,92	—	0,56	0,56
Плотность воды в поверх. услов., т/м3	1,007	1,010	1,010	1,010	—	1,004	1,008
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
нефть	—	—	—	5,7	1,6	18,2	18,3
вода	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,9	4,9
Коэффициент вытеснения, доли ед.	—	—	—	0,528	0,494	0,436	0,518

1.3 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Залежь пластов Дл-I-III газоносная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью. Размеры залежи 32‚5х10,5 км, высота — 59 м.

Керн изучен по девяти скважинам, Выполнено 135 определений пористости и 111 определений проницаемости. Коэффициенты остаточной водонасыщенности не определялись.

Во всех скважинах проводился стандартный комплекс ГИС, включающий в себя методы ПС, КС (градиент- и потенциал-зонды), РЕЗ (резистивиметрия), ТМ (термометрии).

Для оценки технического состояния скважин и качества цементирования обсадных колонн выполнялись замеры инклинометрии, ОЦК (отбивка цементного кольца), АКЦ (акустическая цементометрия), СГДТ (скважинная гамма-дефектометрия и толщинометрия).

Залежь пласта Як-I газоносная, пластовая, сводовая. Сложен алевропесчаниками и алевролитамн Размеры залежи б‚5х4 км, высота 16 м.

Залежь пласта Як— II контролируется северным и южном куполами. Залежь северного купола — газовая, пластовая, саодовал, имеет размеры 7,5х4 км, высота — 18 м. Залежь южного купола — газовая, пластовая, сведения, шштологически зкрвнированная, в восточной и западной частях (в районе расположения скважин Вн-4/6, 7, 142, 119) ограничена зонами глинизации. Размеры залежи — 14х4 км, высота — 40 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами.

Залежь пластов Як- III- VII газонефтяная, массивная, сводопая. Размер залежи 31х17 км, высота нефтенасыщенной части залежи — 46,6 м, газонасыщенной —25 м. Коллектор представлен песчаниками и шевролитами.

По пластам яковлевского уровня керн отобран из 16 скважин. Изучено 260 образцов на пористость, 225 — на проницаемость и 56 — на остаточную водонасыщенность (6 скважин).

Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 39 образцам и равен 0,528 д.ед., нефти газом — по одному образцу и равен 0,384 дед.

Залежь пласта Сд-IХ нефтяная, массивная, сводовал. Размеры залежи 6х4 км, высота — 25 м, представлена прослоями песчаников и алевролитов.

Керн отобран из одной скважины. ФЕС по керну не определялись и приняты по ГИС Коэффициент вытеснения принят по аналогии с Сузунским и Тагульским месторождениями и равен 0,494 д.ед.

Залежь пласта НХ-I нефтяных, пластовая, оводовая, литологически экранированная` В восточной части залежи, в районе скважины СВн-2‚ залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км, Размеры залежи 34х15 км, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов.

Запежь пластов НХ-III-IV нефтетоконденсвтная, пластовал, сводовая. Размеры залежи 31х14 км, высота нофтенасыщенной части залежи — 44 м, газонасыщенной — 50 м‹ Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами,

По пластам нижнехетского уровня керн отобран из 10 скважин. Изучено 275 образцов на пористость, 217 _ на проницаемость и 103 7 на остаточную водонасышенность (6 скважин).

Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 55 образцам и равен 0,436 д.ед‚ (по НХ-I) и 0,518 д.ед. (по НХ-III-IV), нефти газом — по 18 образццм и равен 0,483 дед. при смешивающимся вытеснении 0,67-0‚84 дед.

Физика-химическая характеристика пластовых флюидов изучена по данным 52 поверхностных и 44 глубинных проб нефти при однократном разгазировании, Нефти пластов малосернистые, парафинистые, малосмолистые.

2. Горизонтальные скважины

2.1 Горизонтальные скважины и их применение

Горизонтальные скважины имеют длительную историю применения во многих нефтегазодобывающих провинциях мира и России. В России с 1947 (65-летний период) было пробурено около 3000 горизонтальных скважин. Текущий темп бурения составляет приблизительно 300 скважин в год.

В первое время сообщалось о впечатляющем увеличении добычи, в 10-20 раз по сравнению с добычей из вертикальных скважин. О меньших коэффициентах увеличения сообщается в последнее время из Татарстана, в 1,3-1,6 раз в пластах, сложенных известняком и в 1,5-3,5 раз в пластах, сложенных песчаником, но в одном случае в Западной Сибири сообщается о коэффициенте увеличения добычи в 10+ раз. На месторождениях тяжелой нефти дебит увеличивается в 5-10 раз. Успешно испытано бурение на депрессии с использованием смеси нефти-азота в качестве бурового раствора. Добыча из горизонтальных скважин, пробуренных на таком растворе на репрессии, увеличивается в 4 раза.

Рисунок 3: Карта Российской Федерации с обозначением некоторых центров нефтяной промышленности

Первые горизонтальные скважины (ГС) появились в России в 1947 г. Их пробурили на Ишимбайском месторождении в Башкирии (столица Уфа, см. карту на Рис. 3) под руководством А.М.Григоряна и В.А.Брагина. Позже разветвленно-горизонтальные скважины (РГС) бурили в Башкирии в 1952-53 гг. на Карташевском нефтяном месторождении НГДУ «Ишимбайнефть». Скважины 65/45 и 66/45 имели соответственно 8 и 10 дополнительных ответвлений, пробуренных до глубины около 600м с максимальным горизонтальным смещением 224м (Библ. 1 и 2 и Рис. 3 и 4).

Технология бурения горизонтальных и многоствольных скважин была внедрена в Закарпатье (нынешняя Украина) и Краснодарском крае; объектами бурения были песчано-глинистые последовательности; мощность залежей превышала 40м на глубинах менее 2000м. Большая часть скважин была пробурена на истощенных месторождениях со средними дебитами по нефти меньше 10 т/сут. Полученные дебиты более чем в 20 раз превышали дебиты соседних вертикальных скважин. Лучшие результаты были достигнуты в «Бориславнефти» (Закарпатье, Украина), где 4 горизонтально-разветвленные буровые скважины удвоили дебит по нефти, и в «Черноморнефти» (Южно-Кайрская площадь), на месторождении высоковязкой нефти, где 3 горизонтально-разветвленные скважины дали до 300 т/сут., в то время как из 11 вертикальных скважин получили около 110 т/сут [7].

Рисунок 5: Вертикальный разрез первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Рисунок 4: Вид сверху первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан

Другой пример применения ГС в этот период — использование горизонтальных скважин в системе шахтных стволов на Ярегском месторождении вязкой нефти недалеко от г.Ухта, Республика Коми. Добыча началась из вертикальных скважин, затем из наклонных скважин, и с 1971 г. начали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, в то время как нефть добывают из шахтного ствола (Рис. 5).

[8]

Рисунок 6: Подземные работы на Ярегском месторождении, Республика Коми, Россия

В 1964 г. Борисов и соавторы представили следующую корреляцию для коэффициента продуктивности горизонтальной скважины в изотропном коллекторе. [9]

(1).

В течение двадцати лет эта корреляция наиболее обычно использовалась в России. В дальнейшем корреляция была дополнена Джоши (Joshi), где он включил влияние анизотропии в 1988 г.[10], и Ренару и Дюпуи (Renard and Dupuy) в 1990 г. [11]

Технология, использовавшаяся в вышеупомянутых случаях, не давала возможности ориентировать бурение скважины, что приводило к недостаточной точности в достижении объекта бурения. Скважины были обсажены перфорированными хвостовиками. «Грознефтегеофизика» разработала инклинометры, которые могли измерять отклонения буровой скважины в диапазоне 30o — 105o и были испытаны в скважинах до 160м длиной при толщине пласта менее 2м. Григорян, Лепешинский и Михайлов разработали каротажные приборы, устанавливаемые в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), что позволило измерять ориентацию ствола скважины и пластовые параметры. Опыт в использовании данной технологии позволил увеличить дебиты горизонтальных скважин в 2-20 раз по сравнению с соседними вертикальными скважинами. В 1950-1970 гг. в СССР было пробурено около 80 горизонтальных и многозабойных скважин.

Вслед за этими начальными достижениями, в 1972-1976 гг. 7 ГС были пробурены на турнейские отложения на месторождениях Сиреневское и Тавельское в Татарстане (столица г.Казань), [12, 13]. В течение 1978-1980 гг. были пробурены 3 скважины со схождением забоев (использование системы «Паук») и одной ГС [14].

Применение местной технологии в бурении в береговом секторе месторождения Одопту на острове Сахалин в 1971-73гг., позволило пробурить несколько ГС, включая скважину с рекордным горизонтальным смещением 2345м; ее измеренная конечная глубина равна 3406м.

В конце 1970-ых гг. интерес к горизонтальным скважинам, стимулируемый ценой на нефть $35/баррель, принял международный характер, и крупнейшие сервисные компании начали предоставлять системы бурения, возможность проведения каротажа и инклинометрии. В то же самое время возможность моделировать и прогнозировать поведение ГС улучшилась [15].

В 1987 г. в СССР добыча снижалась, и правительство страны приняло решение начать систематическую программ «Горизонт», чтобы внедрить горизонтальные скважины в разработку месторождений газа и нефти. Первая ГС в Западной Сибири, пробуренная на Салымском месторождении в 1986г., имела длину ствола 376м [16].

Опорную скважину пробурили на Самотлорском месторождении примерно в то же время. Разработка месторождения с использованием горизонтальных скважин становилась успешной, и к 1990 г. была одобрена Центральной комиссией по разработке (ЦКР) для применения в Башкирии, Удмуртии, Татарстане, Тюменской области и Якутии.

Согласно протоколам совещания по разработке с помощью технологии горизонтального бурения, к началу 1990-ых гг. было пробурено 126 горизонтальных скважин, но из них только третья часть была в удовлетворительном состоянии.

Табл. 2 Рост количества горизонтальных скважин в России

Год	Пробуренные скважины	Суммарное количество скважин
1947-69	80	80
1970-79	10	90
1980-89	36	126
1990	14	140
1991	38	178
1992	56	234
1993	43	277
1994	68	345
1995	91	436
1996	102	538
1997	114	652
1998	128	780
1999	143	923
2000	198	1121
2001	185	1306
2002	(>174)	(>1480)
2003	(>232)	(>1712)
2004	(>300)	(>2012)
2005	(>300)	(>2312)
2006	(>300)	(>2612)

Опыт по бурению и эксплуатации ГС показывает, что для достижения высокой эффективности ГС (увеличения дебита в 2-10 раз по сравнению с сопоставимыми вертикальными скважинами), требуется не только учитывать особые геологические и эксплуатационные характеристики пласта, но также и применять эффективные методы бурения и вскрытия пласта. Проблему достижения и увеличения продуктивности ГС можно решить с использованием недавно разработанных технологий, например, бурения на депрессии, бурения с большим отходом от вертикали и применения методов гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Планы разработки месторождения при представлении в ЦКР РФ теперь должны включать вариант с применением бурения ГС.

Увеличения охвата пласта

Горизонтальные скважины, безусловно, могут рассматриваться как один из инструментов увеличения охвата пласта воздействием, поскольку имеют значительную протяженность стволов в продуктивном пласте и обеспечивают значительно более существенный контакт с пластом, чем вертикальные скважины. За счет использования горизонтальных скважин, в значительной мере, может быть увеличен коэффициент охвата пласта в залежах с газовыми шапками и подошвенной водой, а также в карбонатных пластах с системой естественных трещин. В залежах с обширными газонефтяными и водонефтяными зонами эффект от применения горизонтальных скважин определяется не только «геометрическим фактором» (охватом горизонтального ствола значительных площадей залежи), но и еще возможностью существенно уменьшить проявление водяных и газовых конусов за счет снижения депрессии на пласт. Тем самым, наряду с улучшением текущих показателей добычи (уменьшение обводненности скважин и газовых факторов), повышается выработка запасов нефти пласта, особенно в его приконтактных зонах. Повышение охвата пласта за счет использования горизонтальных скважин в карбонатных трещиноватых коллекторах достигается за счет обеспечения большего контакта основных фильтрационных каналов пласта — трещин со стенками скважин. При рациональных технологических режимах эксплуатации скважин это позволяет вовлечь в дренирование больший объем пласта. И наконец, за счет горизонтальных скважин возможно вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов, которые оказываются по экономическим причинам не привлекательными для эксплуатации вертикальными скважинами.

Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (Рис.6) и в 2007 году оно достигло значений около 400 ед. Годовая добыча по введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила больше 4 млн.т нефти. Горизонтальные скважины используются на различных по своим характеристикам месторождений и для решения разнообразных задач, в том числе и для указанных выше проблем повышения охвата пласта воздействием. Применяются как одиночные горизонтальные скважины на участках, разбуренных вертикальными и наклонно-направленными скважинами, так и системы горизонтальных скважин.

Рисунок 7. Ввод горизонтальных скважин по годам

Результаты бурения горизонтальных скважин наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет их применения. Кроме того, довольно эффективно используются боковые стволы с горизонтальным окончанием. В тоже время, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются также отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

3. Постановка задачи исследования

Цель исследования — достижения максимальных технико-экономических показателей разработки месторождения с помощью эксплуатации горизонтальных скважин и оптимизации длины их ствола. В работе рассмотрена методика расчета коэффициента продуктивности ГС, учитывающая потери давления по стволу скважины.

В работе рассмотрены результаты бурения горизонтальных скважин и проведение ПГИ исследований Ванкорского месторождения, которые наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет применения ГС. Несмотря на увеличение охвата пласта, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Результаты ПГИ исследований демонстрируют невысокую эффективность работы всего горизонтального участка скважины, ввиду притока в пятке ствола и не рабочей зоне в носке. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

4. Оценка и обоснование длины горизонтальной части ствола скважины

4.1 Прибор для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах

Рисунок 8. Проекция ствола скважины

Прибор FloScan Imager (FSI) создан для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах и скважинах с углом отклонения от вертикали >30 градусов. Он состоит из двух выдвижных лап с датчиками, расположенными в вертикальной плоскости сечения ствола скважины. На одной лапе располагаются 5 механических расходомеров, которые измеряют профиль скорости течения флюида, а на другой — две группы из 6 электрических и 6 оптических датчиков, определяющих фазовое содержание воды и газа в скважинном потоке. Небольшая длина прибора позволяет проводить исследования даже в скважинах, имеющих высокую степень искривления ствола. В рабочем состоянии прибор децентрирован и расположен на нижней стенке скважины, а его лапы находятся в плоскости, перпендикулярной плоскости горизонта.

Методика обнаружения наличия воды в скважинном флюиде, применяемая в приборе FSI, основана на замерах электрического сопротивления, выполняемых шестью миниатюрными датчиками. При попадании газа или нефти в поток воды или капель воды в поток УВ каждый датчик генерирует сигнал, подобный двоичному. Пороговые значения устанавливаются таким образом, чтобы можно было дифференцировать воду от УВ фазы (Rсигнала > Rпорогового значения > Rводы).

Поэтому замеренные максимальное и минимальное значения сигнала сопротивления позволяют прибору различать присутствующие в потоке УВ (нефть или газ) и водную фазу. В отличие от воды, нефть и газ не проводят электрический ток. По этому принципу процентное содержание воды в скважинном потоке определяется каждым датчиком, как отношение суммарного времени сигнала «от воды» к общему времени проведения измерения T:

Yводы = (Уtводы)/T

Главное преимущество данной методики состоит в том, что она позволяет получать процентное содержание воды в скважинном потоке независимо от свойств флюида, а также без необходимости калибровки датчиков прибора, что выгодно отличает его от традиционных приборов, требующих точной калибровки в воде и нефти непосредственно перед началом каждой работы. Более того, замеры количества пузырьков в потоке, то есть числа непроводящих событий, зарегистрированных в течение всего периода измерения, можно использовать для точной локализации интервала поступления флюида в скважину, что традиционными приборами до сих пор сделать не удавалось в виду их недостаточной точности.

Построенный таким образом профиль замеров процентного содержания воды в области вертикального сечения ствола скважины дает точную картину режима потока в скважине. Однако, поскольку низкочастотные датчики сопротивления могут отличить только воду от УВ, то для регистрации газа прибор снабжен также оптическими анализаторами.

Обнаружение газа в потоке прибором FloScan Imager проводится с помощью шести оптических датчиков, регистрирующих показатель преломления света в разных типах флюида. Обычно показатель преломления для газа близок к 1, для воды — 1.35, для нефти — около 1.5. Поскольку показатели преломления для воды и нефти близки, оптические датчики используются для выделения газовой фазы в общем потоке жидкости. Точно также, как в электрических датчиках, показания оптических датчиков для газа и жидкости сильно отличаются между собой. Точно также устанавливаются пороговые значения для определения присутствия газа в потоке жидкости (сигнал > пороговое значение > газ).

Расчет процентного содержания газа в потоке ведется следующим образом:

Yгаза = tгаза/(tгаза+tжидк.),

где tгаза и tжидк. — значения общего времени пребывания датчика в среде газа и жидкости, соответственно. Из показаний прибора можно получить также счет пузырьков газа, который можно использовать для локализации интервала входа (первого вступления) газа в скважину. Также как в случае с электрическими датчиками, преимущество использования оптических датчиков состоит в том, что они не требуют точной калибровки для работы в жидкости или газе, поскольку при замерах генерируют квази-двоичный сигнал.

Более того, полевые испытания показали, что замеры оптическими датчиками позволяют при благоприятных условиях дифференцировать нефть и воду.

Скорость потока жидкости вдоль профиля скважины определяется с помощью пяти механических минирасходомеров, расположенных вдоль лапы прибора по направлению вертикального диаметра ствола скважины. Такое расположение позволяет легко регистрировать даже резкое изменение профиля скоростей потока, что раньше было невозможно при использовании приборов с центрированной в скважине точкой записи.

В процессе полевых испытаний данная компоновка из пяти минирасходомеров, применяемых в приборе FSI показала высокую эффективность и возможность регистрировать поток жидкости в скважине, текущий в обратном направлении (эффект рециркуляции).

Помимо этого, для определения точного положения прибора в разрезе скважины дополнительно выполняются измерения диаметра колонны и относительного азимута. При необходимости, лапы прибора могут открываться и закрываться гидравлическим приводом, одновременно выполняя стационарные измерения для более точной регистрации границы раздела фазовых составляющих потока в скважине.

4.2 Оценка интенсивности притока в горизонтальную скважину

Для целей проектирования разработки месторождений в качестве основного инструмента принятия решений используется гидродинамическое моделирование. Необходимо учитывать, что при определении оптимальной длины горизонтальной скважины при многовариантных расчетах на ГДМ интенсивность притока по стволу скважины (рисунок 9) зависит от фильтрационных свойств перфорированных ячеек. В случае однородного пласта (равной проницаемости) интенсивность притока будет одинаковой во всех ячейках в момент запуска скважины. А в случае неоднородного пласта (реальные условия) интенсивность притока неодинакова во всех ячейках в момент запуска (рисунок 10 и рисунок 11) и остановки скважины (рис. 12).

Рисунок 9. Проекция ствола скважины

Рисунок 10. Замер в работающей скважине при Рбуф=46 атм	Рисунок 11. Замер в работающей скважине при Рбуф=54 атм

Рисунок 12. Замер в остановленной скважине.

По результатам проведенного анализа ПГИ и обзора литературы отмечено, что приток флюида по горизонтальному стволу работающих скважин зависит от удаления интервала притока от точки входа ГС. Для изучения этого вопроса проанализированы результаты ПГИ скважин Х1 и Х2 участка опытно-промышленных работ, пробуренных на пласты А месторождения Х и результаты исследований скважин Y1 и Y2 соседнего разрабатываемого месторождения (рисунок 8).

На рисунке приведен удельный дебит жидкости вдоль ствола скважины отнесенный к проницаемости пересчитанный из интервальных притоков, замеренных при ПГИ в сопоставлении с проницаемостью. Значения проницаемости по скважинам Х2, Y1, Y2 получены из гидродинамической модели, по скважине Х1 проницаемость пересчитана из значений пористости, рассчитанной по плотностному каротажу.

Имеющиеся результаты замеров забойного давления по стволу скважины во время проведения ПГИ представлены на рисунках ниже. Хотелось бы заметить, что данные исследования были проведены на разных режимах и на разных скважинах для уточнения понимания возможности вовлечения в работу полностью всех интервалов. Рисунки наглядно демонстрируют, что величина рабочего интервала прямо зависит от депрессии, но интенсивность работы при этом не сильно высокая ввиду высокой депрессии в пятке и основного притока в данной зоне, полученные результаты ПГИ подтверждают данные утверждения.

Рисунок 13. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв1)

Рисунок 14. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв2)

Рисунок 15. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв3)

Рисунок 16. Замер забойного давления в горизонтальной секции. (скв4)

Анализ результатов ПГИ указывает на то, что во всех случаях наибольшие удельные дебиты жидкости приходятся на первые 100-200 м ствола, где значения проницаемости не высокие. Что также наглядно отображается при сопоставлении удельных дебитов жидкости вдоль ствола скважины на рисунке 19.

Рисунок 17. Результаты ПГИ в сопоставлении с проницаемостью по стволу скважин Х1 и Х2

Рисунок 18. Результаты ПГИ в сопоставлении с проницаемостью по стволу скважин Y1 и Y2

Рисунок 19. Сопоставление результатов ПГИ в ГС

Интервалы скважин с повышенными значениями проницаемости приурочены к середине или носку скважин и именно на этих участках ожидаемы более высокие притоки. Сопоставление средних показателей (притока по стволу и проницаемости) по четырем скважинам приведено на рисунке 20.

Рисунок 20. Сопоставление удельного дебита жидкости и проницаемости по стволу горизонтальной скважины, в среднем по четырем ПГИ

К физике процесса, обуславливающего расхождение удельных притоков и проницаемости с увеличением длины горизонтальной скважины, следует отнести потери энергии основного потока при одновременном притоке из отверстий хвостовика и на преодоление местных гидравлических сопротивлений (например, уменьшение эффективного радиуса скважины за счет осаждения песка в стволе или скопления газа).

Потерю давления на трение авторы не рассматривают как возможную причину снижения притока в ствол скважины, поскольку вес ее не значителен, что было показано в работе [17], хотя в некоторых работах и аналитических методиках потерями давления на трение обосновывается оптимальная длина ГС [18].

Также необходимо затронуть вопрос, возникающий у некоторых специалистов, касающийся возможного движения флюида по заколонному пространству, поскольку все рассматриваемые скважины заканчивались хвостовиком без цементирования. В качестве ответа были проанализированы дополнительные результаты ПГИ, где было получено отсутствие притоков на участках неколлекторов в пятке горизонтального ствола, а также в случае наличия суперколлектора (проницаемость больше более чем на порядок) в интервалах в середине или в носке ГС отмечается основной приток в ствол именно с этих участков [19].

Что не было бы возможно при доминировании движения жидкости по заколонке и это указывает на корректность результатов исследований.

Из приведенных выше данных следует, что профиль притока по стволу скважины по результатам инструментальных замеров и расчетам на гидродинамической модели существенно отличается. Поэтому для последующих прогнозных расчетов необходимо заложить результаты ПГИ в ГДМ и настроиться на полученный усредненный профиль дебита жидкости по четырем скважинам.

Методики расчета продуктивности горизонтальной скважины

Существуют различные математические модели для расчета притока флюида из пласта к горизонтальной скважине, учитывающие форму площади дренирования скважины: методы Борисова, Жижье, Джоши, Ренарда и Дупье. Основным их различием является входящий в формулу расчета компонент, отражающий приток пластового флюида к скважине в горизонтальной плоскости. Исходя из этого наиболее точной формулой для определения продуктивности ГС является формула Джоши, которая с помощью коэффициента анизотропии проницаемости учитывает приток пластового флюида к скважине в вертикальной плоскости.

Потери давления в горизонтальной скважине

Использование существующих формул для расчета притока пластового флюида к горизонтальной скважине позволяет сделать вывод, что при большей длине горизонтального ствола скважины ожидаются более высокие дебиты и соответственно прибыль организации. Однако это утверждение является неверным, так как данные аналитические решения не учитывают потери давления в ГС. Для их расчета необходимо представить горизонтальный участок скважины в виде горизонтальной трубы. Следовательно, потери давления могут быть рассчитаны с использованием уравнения энергетического баланса

, где , , — потери давления соответственно на преодоление потенциальной, кинетической энергии и трения.

Потерями давления на преодоление потенциальной энергии в ГС можно пренебречь, так как при фильтрации пластового флюида в горизонтальном направлении в горизонтальной скважине эти потери несущественны по сравнению с потерями в вертикальные скважины.

Потери давления на преодоление кинетической энергии в ГС возникают в результате притока флюида по нормали из пласта к линейному потоку флюида в горизонтальной части скважины. Данное явление приводит также к завихрениям и турбулентному течению флюида в горизонтальной скважине.

Потери давления на трение в ГС образуются в результате трения пластового флюида о стенки скважины в момент его течения по ее стволу. Эти потери давления зависят от длины горизонтального ствола, диаметра скважины (хвостовика), скорости течения пластового флюида в скважине, шероховатости ее внутренней поверхности, плотности флюида, режима течения флюида в пласте. Для обеспечения наибольшей эффективности работы ГС необходимо оптимизировать длину горизонтального участка с учетом потерь давления на трение.

Методика расчета оптимальной длины горизонтальной скважины

Приведенные аналитические модели для расчета коэффициента продуктивности горизонтальных скважин просты в применении и широко используются в отрасли. Однако они дают завышенную оценку продуктивности скважины без учета потерь давления на трение по стволу. Доля потерь давления на трение возрастает с увеличением длины ГС и становится значительной в скважинах малого диаметра в высокопроницаемых пластах.

В ходе работы была предложена методика оптимизации длины горизонтальной скважины, учитывающая потери давления на трение в ее стволе. Данная методика состоит из двух частей:

1) аналитический расчет оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение;

2) аналитический расчет в зависимости от экономической эффективности проекта.

Аналитический расчет оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение. Алгоритм данного расчета представлен на рис. 11.

Рисунок 11. Алгоритм расчета оптимальной длины горизонтальной скважины в зависимости от дебита и потерь давления на трение

На первом этапе необходимо оценить площадь дренирования горизонтальной скважины. Для этого примем, что площадь дренирования представлена в виде эллипса. Затем необходимо определить половину длины основной оси эллипса a, далее рассчитать коэффициент анизотропии проницаемости.

Для определения дебита горизонтальной скважины без учета потерь давления на трение Q используется модель Джоши — Экономидеса для установившегося притока, так как она учитывает коэффициент анизотропии проницаемости:

(2).

Затем необходимо учесть гидравлическое сопротивление потока Rs, которое зависит от свойств флюида, движущегося в скважине, и ее параметров, для корректного расчета дебита ГС. Для определения продуктивности горизонтальной скважины были приняты следующие допущения: установившийся режим течения однофазного флюида в скважине; горизонтальная скважина работает с открытым забоем; радиальным притоком около «носка» горизонтальной скважины можно пренебречь; ГС пробурена параллельно границе постоянного давления.

Исходя их этих допущений приток флюида из пласта к скважине можно определить по формуле:

(3),

где Js(x) — коэффициент продуктивности скважины на единицу длины горизонтальной секции, м3/(сут?атм); pw(x) — изменение давления на расстояние x горизонтальной части скважины за счет потерь давления на трение, атм.

Коэффициент продуктивности на единицу длины ГС является постоянным и зависит от геометрии скважины, свойств пласта (проницаемости) и режима течения флюида (радиальный или сферический).

Зависимость между градиентом давления в скважине и ее фактическим дебитом в каждой точке горизонтальной части может быть описана уравнением Диккена:

(4).

Решением уравнения (4) является выражение для расчета дебита горизонтальной скважины с учетом гидравлического сопротивления потока Rs:

(5).

Скорость движения потока в горизонтальной скважине увеличивается от «носка» к «пятке», что создает турбулентный режим течения флюида. С увеличением дебита и длины горизонтальной части возрастают потери давления на трение в скважине.

Коэффициент трения f зависит от числа Рейнольдса Re и эффективной шероховатости стенок скважины.

Потери давления на трения рассчитываются с учетом длины горизонтального ствола скважины по формуле:

(6).

Зная потери давления на трение в горизонтальной части скважин и дебит с учетом гидравлического сопротивления потока, можно определить истинное значение коэффициента продуктивности скважины:

(7).

Последним этапом данного аналитического расчета является построение зависимости дебита от длины горизонтального ствола скважины (рис. 21).

Из рис. 21 видно, что потери давления на трение в горизонтальном стволе возрастают с увеличением его длины. При этом дебит изменяется незначительно после достижения определенной длины горизонтального ствола скважины. Следовательно, эти значения длины не влияют на дальнейшие расчеты. Из оставшегося диапазона длины необходимо определить оптимальную длину ГС с помощью оценки экономической эффективности бурения горизонтальной скважины различной длины.

Результаты используемой методики представлены ниже на рисунке 12. Результаты показывают, что для данного месторождения длина горизонтального ствола в 500 метров является оптимальной. При увеличении длины горизонтального участка происходят потери на трение внутри ствола, ввиду чего не наблюдается прирост.

Рисунок 21. Зависимость дебита от длины горизонтального ствола скважины месторождения Х

Пример аналитического расчета зависимости продуктивности и потерь давления на трение:

Шаг 1. Горизонтальная площадь дренирования.

Радиус контура питания в вертикальной проекции в скважине:

(1.1)

Радиус контура питания в горизонтальной проекции в скважине принимаем равным 100 м:

(1.2)

Большая полуось эллипса дренирования (Половина стороны основной оси зоны дренирования (эллипс)):

(1.3)

Шаг 2. Коэффициент (параметр) анизотропии.

(1.4)

(1.5)

(1.6)

Шаг 3. Расчет дебита без учета потерь на трение.

(1.6)

Шаг 4. Расчет коэффициента сопротивления потока.

(1.7)

Шаг 5. Расчет дебита с учетом коэффициента сопротивления потока.

(1.8)

(1.9

(1.10)

Шаг 6. Расчет числа Рейнольдса.

(1.11)

(1.12)

Шаг 7. Расчет потерь давления на трение.

(1.13)

(1.14)

(1.15)

Шаг 8. Расчет потерь давления на аккумуляцию флюида в стволе скважины.

(1.16)

Шаг 9. Расчет потерь давления на изменение кинетической энергии потока.

(1.17)

Шаг 10. Расчет индекса продуктивности

(1.18)

(1.19)

5. Финансовый менеджемент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

«Роснефть» — российская нефтегазовая компания, 69,5% акций которой принадлежит государству. Является крупнейшей в мире публичной компанией по объёму добычи нефти.

ЗАО «Ванкорнефть», дочернее предприятие ОАО «НК «Роснефть», образовано в 2004г. для освоения Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения — крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 416,5 кв. км. Начальные извлекаемые запасы Ванкорского месторождения по состоянию на 1 января 2014 г. составляют 500 млн. тонн нефти и конденсата, 182 млрд. кубометров газа (природный + растворенный).

В 2013г. на Ванкоре добыто 21,4 миллиона тонн нефти и газового конденсата, что превышает прошлогодний результат на 17%. Сегодня суточная добыча (по состоянию на 01.01.2014г.) на 9 % больше по сравнению с тем же периодом 2013г. — более 60 тысяч тонн. Благодаря применяемым технологическим решениям, коэффициент извлечения нефти на Ванкоре — один из самых высоких в России. Месторождение разбуривается нагнетательными наклонно-направленными и добывающими скважинами с горизонтальным окончанием, что обеспечивает высокие дебиты. Процесс нефтедобычи полностью автоматизирован.

Правительство Российской Федерации в 2009 году приняло решение установить целевой показатель сжигания ПНГ на 2012 год и последующие годы в размере не более 5% объема, добытого ПНГ.

За несоблюдение норм предусматриваются штрафные санкции. Например, размер платы за выбросы вредных веществ в атмосферу при сжигании ПНГ путем применения повышающих коэффициентов составил: в 2013 г. — 12 раз, с 2014 г. — 25 раз. Поэтому в 2009 году компанией Роснефть было принято решение о строительстве газокомпрессорной станции и газопровода от месторождения A до установки комплексной подготовки газа на месторождении B. Данное решение было обусловлено тем, что месторождении B находится на третьей стадии разработки и объемы попутного нефтяного газа с месторождения А обеспечат полную загрузку УКПГ до его полного истощения месторождения.

Поэтому был произведен расчет финансовый привлекательности строительства газокомпрессорной станции на месторождении A и газопровода A-В по утилизации попутного нефтяного газа.

Омский завод трубной изоляции был выбран подрядчиком и исполнителем работ по прокладке газопровода. В таблице приведены цены работ по строительству для двух участков газопровода. Первый участок газопровода длиною 77 км и диаметром 273 мм, второй участок длиною 129 км и диаметром 325 мм. Из имеющейся информации о добычи была рассчитана загрузка газопровода в будущем, а также были оценены приблизительные капитальные затраты на строительство газопровода, покупку шести компрессоров рассчитанных на полный срок службы рассматриваемого проекта.

Показатели экономического расчета приведены ниже в таблице.

Таблица 5.1 — Показатели экономического расчета

Эксплуатационные затраты
Эксплуатационные затраты, связанные со строительством газопровода диаметром 273 мм:
Стоимость земляных работ на 1 км, руб	339 400
Стоимость сварочно-монтажных работ на 1 км, руб	1 123 469
Стоимость труб на 1 км, руб	1 216 898
Стоимость материалов и деталей 1 км, руб	33 053
Эксплуатационные затраты, связанные со строительством газопровода диаметром 325 мм:
Стоимость земляных работ на 1 км, руб	385 295
Стоимость сварочно-монтажных работ на 1 км, руб	1 297 345
Стоимость труб на 1 км, руб	2 328 897
Стоимость материалов и деталей 1 км, руб	48 571
Эксплуатационные затраты, связанные со строительством газокомпрессорной станции на месторождении А:
Стоимость одного компрессора, млн. руб	560
Количество компрессоров	6
Стоимость строительных и пусконаладочных работ на ГКС, млн. руб	300
Операционные затраты, связанные с обслуживанием и ремонтом ГКС и газопровода
Начальные годовые операционные затраты, млн. руб	100
Повышение затрат на содержание оборудования, %	7
Расчетные данные
Реализация газа на внутреннем рынке за 1 м3 газа с учетом НДС в РФ, руб	5
Цена экспортного газа за 1000 м3 газа, $	342
Ставка дисконтирования, %	10
Курс доллара к рублю, 1$	35
Ежегодная норма повышения цены за газ, %	3,5
Базовый год	2010
Платежи и налоги
Налог на прибыль, доля	0,45

В работе рассмотрены два варианта реализации попутного нефтяного газа. Первый вариант расчета посвящен поставкам газа на внутренний рынок (рисунок 13) по цене 5 рублей за 1 м3, а второй вариант — экспорт сырья при начальной цене в 342$ (рисунок 14).

Оба варианта показали рентабельность строительства ГКС и газопровода. Вариант с реализацией продукта на экспорт видится предпочтительнее (рисунок 15).

Проблема утилизации ПНГ решена.

Год	Объем газа, млн м3/год	Внутренняя цена на газ за 1 м3 + НДС, руб	выручка, млн руб	Дисконтная ставка	Капитальные затраты, млн. руб	Аммортиза-ция	остаточная стоимость, млн. руб	Операцион-ные затраты, млн. руб	налогооблагаемая прибыль, млн. руб	налог, млн. руб	Прибыль, млн руб	Дисконтирован-ная прибыль, млн руб
2009	0,0		0,0	1,00	208,9	14,6	194,3		-14,6	-6,6	-202,3	-202,3
2010	0,0	5,00	0,0	0,91	523,8	50,3	667,8		-50,3	-22,6	-501,1	-455,6
2011	0,0	5,18	0,0	0,83	3660,0	302,9	4024,8		-302,9	-136,3	-3523,7	-2912,1
2012	320,3	5,36	1715,6	0,75	0,0	281,7	3743,1	100,0	1333,8	600,2	1015,3	762,8
2013	394,9	5,54	2189,2	0,68	0,0	262,0	3481,1	107,0	1820,1	819,1	1263,1	862,7
2014	412,4	5,74	2366,2	0,62	0,0	243,7	3237,4	114,5	2008,0	903,6	1348,1	837,1
2015	486,2	5,94	2887,3	0,56	0,0	226,6	3010,8	122,5	2538,1	1142,2	1622,6	915,9
2016	505,5	6,15	3106,9	0,51	0,0	210,8	2800,0	131,1	2765,1	1244,3	1731,6	888,6
2017	508,5	6,36	3234,8	0,47	0,0	196,0	2604,0	140,3	2898,5	1304,3	1790,2	835,1
2018	417,2	6,58	2746,9	0,42	0,0	182,3	2421,7	150,1	2414,5	1086,5	1510,3	640,5
2019	377,7	6,81	2573,8	0,39	0,0	169,5	2252,2	160,6	2243,7	1009,7	1403,6	541,1
2020	309,3	7,05	2181,5	0,35	0,0	157,7	2094,6	171,8	1852,0	833,4	1176,3	412,3
2021	215,9	7,30	1576,0	0,32	0,0	146,6	1947,9	183,8	1245,6	560,5	831,7	265,0
2022	196,3	7,56	1482,9	0,29	0,0	136,4	1811,6	196,7	1149,8	517,4	768,8	222,7
2023	178,4	7,82	1395,3	0,26	0,0	126,8	1684,8	210,5	1058,0	476,1	708,7	186,6
2024	162,2	8,09	1312,8	0,24	0,0	117,9	1566,8	225,2	969,7	436,4	651,3	155,9
2025	147,5	8,38	1235,3	0,22	0,0	109,7	1457,2	241,0	884,6	398,1	596,2	129,8
2026	134,1	8,67	1162,3	0,20	0,0	102,0	1355,2	257,9	802,4	361,1	543,3	107,5
2027	121,9	8,97	1093,6	0,18	0,0	94,9	1260,3	275,9	722,8	325,3	492,4	88,6
2028	110,8	9,29	1029,0	0,16	0,0	88,2	1172,1	295,2	645,5	290,5	443,3	72,5
2029	100,7	9,61	968,2	0,15	0,0	82,0	1090,0	315,9	570,2	256,6	395,7	58,8