Cтраница 2
В-третьих, представленная формула экономической эффективности вместе с другими сопутствующими формулами была применена для исследования влияния амплитудного дебита нефти проектной скважины и определения минимально допустимого дебита, влияния показателя дисконтирования и определения максимально допустимого показателя; для исследования влияния долговечности скважин; для определения рационального числа скважин проектной сетки и рациональной величины предельной доли агента в дебите жидкости добывающих скважин. [16]
Таким образом, для определения одного показателя стандартной характеристики нефтяной залежи, а именно, для определения амплитудного дебита нефти на одну скважину необходимо знать: ргр и р0 - давление гидроразрыва пласта и давление насыщения нефти газом; цн и ца - вязкости нефти и вытесняющего агента закачиваемой воды и т ср - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти. Последний определяют по исследованным скважинам, число которых равно пи и может быть значительно меньше п0 - общего числа скважин по проектной сетке. Поэтому коэффициент продуктивности исследованных скважин может сильно отличаться от коэффициента продуктивности всех проектных скважин. [17]
По представленным результатам видно, что увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v 2 раза приводит к увеличению амплитудного дебита нефти и темпа отбора запасов нефти в 1 4 - 1 8 раза, а увеличение коэффициента приемистости в v 3 раза приводит к увеличению дебита и темпа отбора запасов нефти в 1 6 - 2 4 раза. [18]
По этому варианту разработки нефтяного месторождения при увеличении общего числа скважин примерно в 1 2 раза происходит увеличение общего амплитудного дебита нефти примерно в 1 1 раза. [19]
Поэтому объединение нефтяных пластов считается рациональным, если средний дебит нефти увеличивается, а не снижается; если увеличение амплитудного дебита нефти больше увеличения суммарного отбора жидкости при неизменном суммарном отборе нефти. [20]
Однако встречаются ситуации, когда объединение нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект благоприятно во всех отношениях: не только увеличивает амплитудный дебит нефти, но одновременно уменьшает неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой. [21]
В этих формулах уже известные обозначения: QQ - разведанные балансовые геологические запасы нефти; 5 - разведанная нефтяная площадь; q0 - годовой амплитудный дебит нефти на одну проектную скважину ( вместе берутся добывающие и нагнетательные скважины); Тс - долговечность скважин в годах; а - коэффициент уменьшения дренируемых запасов нефти при уменьшении плотности сетки скважин, разрабатывающих нефтяную площадь. [22]
По другому варианту разработки нефтяного месторождения с выделением сразу двух эксплуатационных объектов при увеличении общего числа скважин в 2 раза вообще не происходит увеличения общего амплитудного дебита нефти. [23]
Сравнение 5-рядной и 1 -рядной схем размещения скважин показывает, что скважины 2 - й и последующих орбит ( центральный ряд при 3-рядном и три центральных ряда при 5-рядном размещении добывающих скважин) мало влияют на общий амплитудный дебит нефти добывающих скважин. [24]
Аналогично можно исследовать влияние на Э - экономическую эффективность изменения 3 - капитальных затрат на одну скважину, Гс - долговечности скважины, V2 - параметра неравномерности вытеснения нефти в типичную добывающую скважину, Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, ql0 - амплитудного дебита нефти на одну проектную скважину. [25]
Пц n0, nj, - общее число скважин, пробуренных и введенных в работу к середине 1-го года; п0 - проектное общее число скважин, при плотности сетки скважин S1 16 га 0 16км2 в пределах разбуриваемой нефтяной площади рассматриваемого месторождения это общее число равно п0 130; д0 - амплитудный дебит нефти на одну проектную скважину, в конкретных условиях равен д0 0 004 млн. т / год; Q0 - - извлекаемые запасы нефти на одну проектную скважину, конкретно в рассматриваемых условиях эта величина равна Од 0 0477 млн. т; д1 ид1 1 - годовые отборы нефти по рассматриваемому месторождению в t - м и г - м годах. [26]
Необходимо отметить, что при нынешней системе налогообложения, когда резко снижена цена 1 т нефти для нефте-производителя ( нефтедобывающего предприятия) и его соучастников ( государство соучаствует в виде 35 % - ного налога на прибыль), существенно сокращена база для дальнейшей добычи нефти: так как большинство разведанных нефтяных месторождений экономически нерентабельно вводить в разработку, а по тем, которые целесообразно вводить в разработку, примерно в 2 раза уменьшится рациональное проектное число скважин п0 и амплитудный дебит нефти q0 ql0 х х п0 и не менее чем в 1 2 раза уменьшаются их начальные извлекаемые запасы нефти. Надо иметь в виду, что по той же самой причине на ныне разрабатываемых нефтяных месторождениях происходит уменьшение текущих экономически рентабельных извлекаемых запасов нефти. [27]
При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно. [28]
В условиях рассматриваемых нефтяных месторождений при СТАНДАРТНОМ НАЛОГООБЛОЖЕНИИ экономически эффективный процесс извлечения запасов нефти с отношением дисконтированной прибыли к дисконтированным затратам у инвестора более 15 % может быть только при амплитудном ( начальном максимальном) дебите нефти добывающей скважины 16 т / сут и нефтеотдаче пластов 30 % и менее. При амплитудном дебите нефти добывающей скважины 12 т / сут процесс извлечения запасов нефти становится экономически малоэффективным; так, при нефтеотдаче пластов 21 4 % соотношение дисконтированной прибыли и дисконтированных затрат у инвестора составляет 6 3 %, а при нефтеотдаче пластов 28 5 % оказывается отрицательным. При амплитудном дебите нефти добывающей скважины 8 т / сут процесс извлечения запасов нефти становится экономически крайне малоэффективным: так, при нефтеотдаче пластов 11 3 % соотношение дисконтированной прибыли и дисконтированных затрат у инвестора составляет 2 %, а при нефтеотдаче 17 6 % оказывается отрицательным. [29]
Причем целесообразно совместно анализировать изменения амплитудных дебитов нефти и жидкости и введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости. [30]