Временная инструкция по планированию эффективности геолого-технических мероприятий по интенсификации притока и изоляции водопритока, страница 3

6.2. Для оперативного (адресного) планирования эффективности ГТМ необходима

следующая информация:

·  перечень скважин, по которым выполняется планирование;

·  плановые даты выполнения ГТМ;

·  геолого-промысловая информация по каждой скважине, включающая перечень и виды ранее выполненных обработок, объемы закачиваемых реагентов и давление нагнетания их в пласт, успешность и эффективность выполненных работ, каротажные диаграммы, петрофизические  и фильтрационно-емкостные свойства пласта в интервале перфорации, гидродинамические характеристики и пластовое давление, характер изменения пластового давления во времени, пластовая температура, профиль работы скважины, продуктивность скважины, МЭРы.

6.3. При оперативном планировании эффективности ГТМ на оставшийся период текущего года необходима информация по результатам работ за прошедший период текущего года:

РД 39-11-98

·  перечень скважин, по которым выполнены ГТМ;

·  даты выполнения ГТМ;

·  базовые и фактические дебиты после выполнения ГТМ по каждой скважине;

·  дополнительная добыча нефти на дату выполнения прогноза по каждой скважине;

·  чистая прибыль от реализации одной тонны нефти на дату выполнения прогноза;

·  фактические затраты на проведение ГТМ по каждой скважине.

7. ПРИНЦИПЫ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ

            7.1. Общие положения.

            7.1.1. Планирование эффективности ГТМ заключается в расчете ожидаемой дополнительной добычи нефти от выполненного мероприятия, окупаемости затрат и периода полной окупаемости затрат.

            7.1.2. Для расчета указанных в п. 7.1.1 показателей используются значения таких параметров эффективности как:

·  прирост дебита на 1 скважину, м³/сут.;

·  длительность эффекта на 1 выполненную скважино-операцию, сут.;

·  коэффициент затухания прироста дебита во времени, ед.;

·  средние затраты на выполнение одной скважино-операции, руб.;

·  средний объем чистой прибыли, получаемой от реализации одной тонны нефти, руб./тонну.

7.1.3. Планирование ГТМ предполагает получение численных значений рассмотренных в п. 7.1.2 показателей, для расчета показателей, перечисленных в п. 7.1.1.

7.1.4. Количество планируемых скважино-операций и перечень скважин выдается геологической службой на основании анализа характера разработки месторождений, выработки запасов нефти и характера работы отдельных скважин.

7.1.5. По каждой, из запланированных к проведению ГТМ, скважине выдается обоснование, доказывающее необходимость выполнения работ и возможность получения эффекта.

7.2.      Безадресное планирование ГТМ.

7.2.1. При безадресном планировании обосновывается количество планируемых мероприятий (скважин) и средний базовый дебит.

7.2.2. Для обоснования среднего базового дебита за последние несколько лет для каждого года и каждого вида ГТМ из выражения

РД 39-11-98       

                                                                                    (7.1)

рассчитывают среднестатистические базовые дебиты.

7.2.3. Из выражения

                              (7.2)

рассчитывают коэффициент изменения среднего базового дебита.

            В выражениях (7.1), (7.2)

Q_б.i - базовый дебит каждой из скважин, по которым выполнен данный вид ГТМ в течение рассматриваемого года, т/сут.;

n - количество скважин, на которых выполнены ГТМ, шт.;

Q_ср.б.1, Q_ср.б.2, Q_ср.б.3, ..., Q_ср.б.n1-1, Q_ср.б.n1 - среднегодовые базовые дебиты по скважинам данного вида ГТМ, т/сут.;

n₁ - число лет, за которые анализируются среднегодовые базовые дебиты.

7.2.4. Если коэффициент изменения среднего базового дебита близок к 1,

, то планируемые средние базовые дебиты берут равными среднегодовому базовому дебиту за последний год. В том случае, если коэффициент изменения среднего базового дебита отличен от 1, планируемые среднегодовые базовые дебиты определяют из выражения

Q_ср.б.j = Q_{ср.б.n1+j-1} × K_u.ср.б.                                                                   (7.3)