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

С_общ = 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   С_ок  - дополнительные затраты на обсадную колонну, руб;

          С_цр – дополнительные затраты на цементный раствор, руб;

          С_бу – стоимость работы буровой установки, руб.

                                               (12.2)

где   Ц_ок – 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     К_р – коэффициент резерва;

          D_скв – диаметр скважины, м;

          к_кав – коэффициент кавернозности;

          d_н – наружный диаметр обсадной колонны, м.

Q_см – расход сухой смеси, т/м³.

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

= 6247,8 руб.

С_бу = Ц_бу*( L₂ – L₁)/V_мех,                                                                    (12.4)

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

V_мех – механическая скорость бурения, м/час.

С_бу = 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

          С_общ = 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     Ц_н – цена нефти, руб/т;

С_сбн – себестоимость нефти, руб/т.