Длительность эффекта на одну выполненную обработку можно ожидать такой
т.е.
на уровне длительности эффекта на одну эффективную обработку.
Коэффициент изменения среднестатистической ожидаемой дополнительной добычи нефти на одну эффективную обработку составляет
Ожидаемая среднестатистическая дополнительная добыча нефти на одну эффективную обработку может быть получена в объеме
Коэффициент изменения среднестатистической дополнительной добычи нефти на одну выполненную обработку будет равен
Ожидаемая среднестатистическая дополнительная добыча нефти на одну выполненную обработку составит
РД 39-11-98
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
ПРИМЕРЫ АДРЕСНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ГТМ
1. Первый вариант планирования
Скважина работает с текущим дебитом 3т/сут. Результаты обработки гидродинамических исследований показали, что значение скин-эффекта равно плюс 5. Радиус контура питания 100м, а скважины по долоту 0.111м. Следует определить прогнозный дебит скважины после выполнения кислотной обработки. Расчет прогнозного дебита будем выполнять из выражения (4.24). Для выполнения расчета следует определить приведенный радиус скважины до обработки и после.
Приведенный радиус скважины до обработки равен (выражение 7.25):
Приведенный радиус скважины после обработки определим из выражения (7.26) при условии, что объем кислотного раствора 20м3, средневзвешенная пористость пласта 0.08, эффективная толщина пласта в интервале перфорации 25м.
,
Тогда,
Прирост дебита после обработки можно ожидать таким
2. Второй вариант планирования.
В процессе эксплуатации скважины, в течение 5-ти лет, дебит нефти снизился с 10т/сут. до 3т/сут. При этом забойное давление в начальный период эксплуатации составляло 14.0 МПа, в конечный – 11.5 МПа. Пластовое давление в начале рассматриваемого периода было равно 21МПа, в конце – 15 МПа.
Следует определить прирост дебита по скважине после проведения на ней кислотного воздействия.
Прирост дебита определим из выражения (7.13)
РД 39-11-98
3. Третий вариант планирования.
На 3-х скважинах с базовым дебитом 1.5т/сут., 3т/сут. и 4т/сут. планируется выполнить ГТМ по интенсификации притока. Следует определить ожидаемый прирост дебита и вероятность получения положительного результата (успешность работ).
Прирост дебита определяем из зависимости Приложение 1, а успешность работ из зависимости Приложение 2.
|
Базовый дебит т/сут |
Ожидаемый прирост дебита, т/сут |
Вероятность положительного результата, % |
|
1.5 |
4.5 |
77 |
|
3.0 |
6.2 |
86 |
|
4.0 |
7.3 |
90 |
РД 39-11-98
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
В 1999г., при выполнении 75 скважино-операций по интенсификации притока, планируется получить 31626 т дополнительно добытой нефти. Прогноз окупаемости выполним в ценах 1998г.
Стоимость одной скважино-операции по интенсификации притока в 1998г. составила 1.205млрд.руб..
Чистая сложившаяся прибыль в ПО “Белоруснефть” в 1998г., от реализации одной тонны нефти, без учета затрат на выполнение ГТМ, составила 1.53 млрд.руб..
Общие затраты на выполнение ГТМ могут составить
Суммарная прибыль от реализации дополнительно добытой нефти может составить
На конец 1999г. окупаемость затрат может составить
Для полной окупаемости затрат дополнительная добыча нефти должна составить
С учетом переходящего эффекта на 2000г. ожидаемая дополнительная добыча нефти может составить не менее 90000т. Тогда полная окупаемость затрат может составить:
Суммарный текущий прирост дебита, ожидаемый на конец 1999г., может составить не менее 165т/сут.
Период полной окупаемости затрат в последующем году составит
РД 39-11-98
Полную окупаемость затрат от ГТМ по интенсификации притока, выполненных в 1999г., можно ожидать в июне 2000г..
Суммарная прибыль от дополнительно добытой нефти за счет ГТМ по интенсификации притока, выполненных в 1999г., с учетом переходящего эффекта, может составить
Экономический эффект от ГТМ может составить
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.