CC BY
69
УДК 622.276
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА СКВАЖИНАХ ЗАЛЕЖИ БС10 ЮЖНО-ЯГУНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Д. А. Холодницкий, ^ Н. Мезрин
Пермский государственный технический университет
Общая геологическая характеристика месторождения и фильтрационно-емкостиых параметров пласта, а также изменение режимов скважин после ГРП приводятся в статье «О методике выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта на примере объекта БС10 Южно — Ягунского месторождения», опубликованной в настоящем «Вестнике».
Зачастую некоторые предприятия в отчетности по эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) дополнительную добычу от выполненных ГТМ несколько завышают, так как некорректно учитывают снижение дебита нефти и продолжительность эффекта в последующие годы, в связи с чем искажаются результаты оценки экономической эффективности.
Алгоритм расчета продолжительности эффекта ¿э и дополнительной добычи нефти () предлагается следующий:
*Э ¿ЭТ+ ^Эр»
где ¿эт — продолжительность эффекта в текущем году (из отчетности); ¿эр - расчетная продолжительность переходящего эффекта; а скважин: Аднм • 0,5, где
е=еэр+еэт;
()ЭТ — дополнительная добыча нефти за текущий год; ()Эр — дополнительная добыча нефти за расчетное время;
бэт Д^НС ' ^ЭТ, где
Д<7нс_ средний прирост дебита нефти в текущем году; Д<7нс = (Д^нм + Д^нк) /2, где Дднм - прирост дебита после ГРП; Д<7нк _ прирост дебита на конец текущего года; Д^нк = Чнк~ Чнн, где
<7нк _ дебит нефти на конец текущего года; днн - дебит нефти до проведения мероприятия; кл = (Д?нм ^эт, гДе
кп — коэффициент падения прироста дебита нефти за текущий год;
*э = Мпм! К.
Результаты расчета технологической эффективности по скв. 637, 2741, 607 и 598 приведены в табл. 1.
Таблица 1
Результаты расчета технологической эффективности
и « о Б хАэ/х ™НЬ н ^ о г я Ъ-1 < н ^ о 2 я Ъ-1 < н £ о Я Ъ-1 < н & Н н Р 1 с н & а -к» н а п н ^ о н о)
637 13,8 14,8 12,6 13,7 184 2520,8 0,012 1049 6603,4 1233 9124,2
2741 2,4 Л 0 2 0 21 7 434,0 217 434,0
607 13,3 13,0 10,9 11,9 214 2546,6 0,010 1090 5929,4 1304 8476,0
598 12,2 11,9 10,8 11,3 184 2079,2 0,006 1791 9672,1 1975 11751,3
Как видно из приведенной таблицы, продолжительность эффекта по скв. 2741 равна времени работы скважины с эффектом в текущем году (рис. 1). В этом случае для расчета дополнительной добычи нефти принимаются период снижения дебита скважины до начального и средний прирост дебита.
♦ По предложенной методике -■-По отчетности предприятия
- - — - Линия начального дебита
.04 сен.04 окт.04 ноя.04 дек.04 янв.05
8 7 6 5 4 3 2 1 0
апр.04
май.04 июн.04 июл.04 авг
Рис. 1. Технологическая эффективность ГРП по скв. 2741
На графике видно, что на предприятии для оценки технологической эффективности ГРП по этой скважине не учитывалось снижение полученного прироста дебита в текущем году.
Пример оценки результатов проведения ГРП с учетом переходящего эффекта показан на графике для скв. 637 (ряс. 2), из которого видно, что фактические значения дополнительной добычи нефти по предложенной методике существенно отличаются от прогнозных оценок, выполненных на предприятии.
♦ По предложенной методике —■-По отчетности предприятия
- - — - Линия начального дебита
Рис.2. Технологическая эффективность ГРП по скв. 637
Оценка экономической эффективности от проведения ГРП выполняется по известной формуле:
/ А1 = М( -АЕ(-№(-А1
где IА1 - прирост потока денежной наличности, руб.;
АА( - прирост выручки от реализации продукции, руб.;
^Е — текущие затраты, руб. (на проведенные мероприятия и на добычу
дополнительной нефти);
^Е — капитальные затраты, руб. (в этом случае отсутствуют); А ( - налоги, руб.
Результаты расчетов сведены в табл. 2. Из приведенных данных видно, что мероприятие по скв. 2741 оказалось экономически нецелесообразным, несмотря на имеющуюся технологическую эффективность.
Таблица 2
Результаты расчета экономической эффективности
и « о Б Стоимость мероприятия, тыс. руб. Доп. выручка, тыс. руб. Тек. затраты на доп. добычу, тыс. руб. Текущие затраты, тыс. руб. Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб. Налог (24 %), тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб.
637 1874,6 31934,7 8211,8 10086,4 21848,3 5243,6 16604,7
2741 1630,4 1519,0 390,6 2021,0 0 0 -502,0
607 1602,7 29666,0 7628,4 9231,1 20434,9 4904,4 15530,5
598 1717,9 41129,6 10576,2 12294,1 28835,5 6920,5 21915,0
