Временная инструкция по планированию эффективности геолого-технических мероприятий по интенсификации притока и изоляции водопритока, страница 5

            7.2.16. Определяют коэффициенты изменения средней дополнительной добычи нефти на одну эффективную и одну выполненную обработку

                                        (7.19)

                                   (7.20)

7.2.17. Из выражений

                                                                            (7.21)

                                                                         (7.22)

рассчитывают ожидаемые объемы дополнительной добычи нефти на одну эффективную и выполненную обработку.

            В выражениях (7.21) и (7.22)

DV_эф.n+j-1 и DV_вып.n+j-1 фактическая или прогнозная среднегодовая дополнительная добыча нефти в год, предшествовавший году, на который выполняется прогноз.

            7.2.18. Средние затраты на выполнение одной скважино-операции определяют из выражения

                                                                                                       (7.23)

где З_i – затраты на выполнение данного вида работ по i-той скважине в рассматриваемом году, руб.

            7.2.19. Прогноз средних годовых затрат на выполнение одной скважино-операции производится в соответствии с прогнозом других вышеописанных показателей.

РД 39-11-98

            7.3. Адресное планирование ГТМ.

            7.3.1. При адресном планировании исходные данные для расчета прогнозных показателей необходимо готовить по каждой скважине.

            7.3.2. Планирование прироста дебита скважины от ГТМ по интенсификации притока возможно в трех вариантах.

            7.3.3. Первый вариант планирования опирается на текущее состояние околоствольной зоны пласта, которое получено по данным ГДИ, и текущий дебит скважины.

            7.3.3.1. Дебит скважины ,после выполнения ГТМ, определяется из выражения

                                                                                              (7.24)

где Q_пр. - прогнозный (ожидаемый) дебит скважины после выполнения ГТМ, м³/сут. или тоннах;

       Q_т  - текущий (базовый) дебит скважины, м³/сут. или т;

       R_к  - радиус контура питания, м;

       r_с.пр.1 - приведенный радиус скважины до обработки, м;

       r_с.пр.2 - приведенный радиус скважины после обработки, м.

            7.3.3.2. Приведенный радиус скважины до обработки определяют из выражения

            r_с.пр.1 = e^{ln r - S} ,                                                                                                 (7.25)

где r_c - радиус скважины по долоту, м;

       S - показатель скин-эффекта, ед., определяется по результатам гидродинамических исследований;

       e - основание натурального логарифма.

            7.3.3.3. При отсутствии результатов ГДИ до обработки приведенный радиус скважины принимают равным фактическому радиусу.

            7.3.3.4. Приведенный радиус скважины после обработки принимают условно равным половине радиуса зоны интенсифицирующего воздействия.

                                                                                             (7.26)

где V – объем кислотного раствора, закачанного в пласт при обработке, м³;

       m – средневзвешенная пористость пород-коллекторов в интервале перфорации, ед.;

       k_b – коэффициент вытеснения нефти кислотным раствором (принимается равным 0,7);

РД 39-11-98

        h_эф. – эффективная толщина пласта в интервале перфорации, м.                          

            7.3.3.5. Прирост дебита можно ожидать в объеме:

            DQ = Q_пр. - Q_т                                                                                                             (7.27)

            7.3.4. Второй вариант прогнозирования прироста дебита опирается на учет текущего дебита скважины и анализ изменения во времени дебита, пластового и забойного давления.

            7.3.4.1. Анализ кривых изменения дебита, пластового и забойного давления (статического и динамического уровней) во времени позволяет определить долевое значение потерь дебита (коэффициент потерь дебита) за счет снижения продуктивности скважины.