Строительство куста эксплуатационных скважин на сеноманские отложения на Заполярном ГКМ, страница 63

При вскрытии продуктивного пласта происходит кольматация приствольной части пласта твердой фазой промывочной жидкости; проницаемая зона блокируется фильтратом промывочной жидкости; происходит физико-химическое взаимодействие фильтрата с пластовыми флюидами и породоразрушаемыми минералами пласта и т.д. В связи с этим,  дебиты добывающих скважин значительно меньше потенциально возможных дебитов. Поэтому повышение качества первичного вскрытия продуктивного пласта и выбор промывочной жидкости, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта, является важным этапом в процессе проектирования и строительства нефтяных и газовых скважин.

Таким образом, необходимо предотвратить загрязнение продуктивного пласта и сохранить естественную проницаемость приствольной части пласта путем применения научно обоснованных технологий вскрытия продуктивных пластов.

          В проекте предусмотрено изменение профиля ствола скважины, для увеличения зоны дренирования, и применение промывочной жидкости нового поколения при первичном вскрытии продуктивного пласта для сохранения естественной проницаемости приствольной части продуктивного горизонта.

Рассчитаем затраты

Собщ = С1 + С2 ,

где     С1 – затраты при изменении профиля ствола скважины, руб;  

          С2 – затраты при использовании промывочной жидкости нового поколения на основе высоких силикатов, руб.

                                                                                           (12.1)

          где   Сок  - дополнительные затраты на обсадную колонну, руб;

          Сцр – дополнительные затраты на цементный раствор, руб;

          Сбу – стоимость работы буровой установки, руб.

                                               (12.2)

где   Цок – стоимость 1 погонного метра обсадной колонны, руб;

          q – масса 1 погонного метра обсадной колонны, т;

          L1 – длина ствола скважины до изменения профиля, м;

          L2 – длина ствола скважины после изменения профиля, м.

                    (12.3)

где     Кр – коэффициент резерва;

          Dскв – диаметр скважины, м;

          ккав – коэффициент кавернозности;

          dн – наружный диаметр обсадной колонны, м.

Qсм – расход сухой смеси, т/м3.

Сцр  =1280,3*0,785*1,1*(0,21592*1,32 – 0,1462)*(1860,3 – 1751)*0,9 =

= 6247,8 руб.

Сбу = Цбу*( L2 – L1)/Vмех,                                                                    (12.4)

Цбу – стоимость работы буровой установки с учетом заработной платы, руб/час;

Vмех – механическая скорость бурения, м/час.

Сбу = 2186*( 1860,3 – 1751)/6 = 23426,63 руб.

Тогда

С1  = 35238,32 + 6247,8 + 23426,6 = 64912,72 руб.

С2 = С'' – C'                                                                                          (12.5)

где    C' –  затраты на приготовление полимер – глинистого раствора в интервале 0 – 1860,3 м;

          С'' – затраты на приготовление промывочной жидкости нового поколения; руб.

Затраты на приготовление полимер – глинистого раствора составляют 87954,65 руб.

Стоимость промывочной жидкости на основе высоких силикатов  для бурения этого же интервала по данным компании MI – Drilling Fluids составляет  240000 руб.

С2 = 240000 – 87954,65 = 152045,4 руб

Тогда

          Собщ = 64912,72 + 152045,4 = 216958,1 руб.

Ожидаемый дебит скважины при длине ствола скважины  в продуктивном пласте 57 м  составляет 45 т/сут. Тогда дебит при длине ствола скважины в продуктивном пласте 100 м составит 79 т/сут. Опыт применения промывочной жидкости нового поколения на основе высоких силикатов в Западной Сибири показал, что дебит скважин, по – отношению к полимер – глинистым растворам, увеличился в среднем в 2,5 раза. Тогда с учетом этого условия дебит нашей скважины составит 197,38 т/сут.

Дебит скважины при изменении профиля ствола и использовании промывочной жидкости на основе высоких силикатов увеличиться на 152,38 т/сут.

Рассчитаем экономический эффект

где     Цн – цена нефти, руб/т;

Ссбн – себестоимость нефти, руб/т.