| Страница: 7 из 8 <-- предыдущая следующая --> |
| Х2 | 36 | 23 | 15 | 20 | 4 | 4 | 14 | 43 | 6 |
| У4 | 7780 | 5490 | 6460 | 7150 | 5240 | 5380 | 5340 | 3380 | 3730 |
| Продолжение таблицы 3.8. |
| Х2 | 2 | 32 | 9 | 12 | 1 | 12 | 31 | 10 |
| У4 | 2840 | 4980 | 3460 | 4820 | 5290 | 3850 | 6330 | 6440 |
Рисунок 3.4 Регрессионная модель связи ГРП и общего удельного
эффекта
Оценка адекватности данной модели по критерию Фишера позволила сделать вывод, что данная форма связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не отвергается, т.к,
Fp= 3,1 >Fк= 2,5
Регрессионная модель связи между ГРП и общим технологическим эффектом графически представлена рисунком 3.5 и следующим выражением:
Эот= 221,8 + 68,7х – 1,55х2, (3.5)
где Эот- общий технологический эффект.
Для уравнения 3.5 была осуществлена выборка из таблицы3.3, которая представлена таблицей 3.10.
Таблица 3.10 Статистические данные ГРП и общего технологического
эффекта
| Х2 | 36 | 23 | 15 | 20 | 4 | 4 | 14 | 43 | 6 |
| У5 | 685 | 318.5 | 297.5 | 102.2 | 89.6 | 26.80 | 944 | 1001 | 15.67 |
| |
| Продолжение таблицы 3.10. |
| Х2 | 2 | 32 | 9 | 12 | 1 | 12 | 31 | 10 |
| У5 | 35.8 | 587 | 605 | 795 | 322 | 880 | 1125 | 786 |
Рисунок 3.5 Регрессионная модель связи между ГРП и общим
технологическим эффектом
Для оценки адекватности, также как и для всех предыдущих моделей был рассчитан критерий Фишера. Это позволило сделать вывод , что данная форма регрессионной связи при уровне доверительной вероятности 0,95 не отвергается, т.к.
Fp> Fк, Fp= 3,6 >Fк= 2,9
Анализ технологического эффекта ГРП , выраженный в тысячах тонн , оцениваемый общим технологическим эффектом, интенсификацией и общим удельным эффектом, позволяет сделать вывод , что без массового применения ГРП рентабельная разработка малопродуктивных пластов невозможна. Общий объем ГРП при проведенном анализе составил около 1200 скважино-операций, при уровне дополнительной добычи нефти около 8,6 млн. тонн , или 9640 тонн на один ГРП. В таблице 3.1 представлены результаты ГРП по 26 объектам разработки в Западной Сибири. В Казахстане были исследованы 17 объектов разработки, которые представлены в таблице 3.3.
Успешность ГРП в среднем достигла 94% , а кратность увеличения дебита в среднем достигла 5,6. Эффект от ГРП длится достаточно долго – до 6 лет, при среднем уровне 3 года. Дебит скважин увеличивается в среднем в 3,9 раза. При этом в зависимости от геометрии расположения скважин и ориентации трещин ГРП, рост длины трещины может не только увеличить, но и снизить нефтеотдачу пласта. В определенных условиях существует оптимальный размер трещин ГРП, при котором достигается наибольшая нефтеотдача пласта. Особое преимущество перехода на проектирование применения ГРП в системе скважин можно обеспечить на начальной стадии разработки нефтяного месторождения , когда еще можно внести определенные коррективы в очередность бурения скважин и их размещения. Высококвалифицированные специалисты СП”МеКаМинефть” для получения эффективных результатов проводят дизайн ГРП, который является ответственным м оментом , требующий знаний геологии, компьютера, свойств технологических жидкостей и других аспектов технологии ГРП. Не смотря на указанные и другие проблемы ГРП является эффективным методом повышения продуктивности малопродуктивных скважин, о чем свидетельствуют полученные данные проведенного исследования , в следствии которого выявлено улучшение технико-экономических показателей . ГРП позволит достичь рентабельных уровней дебитов скважин в среднем 20 тонн/сут. вместо 6 тонн/сут. без ГРП. Но ГРП на месторождениях должно проводиться с учетом системы разработки и обустройства, а для крупных залежей проектирование разработки и обустройства необходимо осуществлять с учетом массового выполнения технологии. Полученные результаты позволяют сделать заключение о целесообразности дальнейшего развития технологии ГРП, но не только на территории России , но и Казахстана.
При выходе на новые рынки специалисты СП”МеКаМинефть” должны будут провести для заказчиков расчеты ГРП по предложенным скважинам, а также определить эффективность планируемых работ, с расчетом добычи нефти по скважинам – кандидатам к ГРП. Но самое главное это то, что фирма должна гарантировать высокое качество планируемых работ заказчикам.
| Год |
Расходы , у.е. | | | ||||||
| Посто-янные | Пере- менные | Амор- ти-зация, | Эксплуа- тацион-ные затраты | Налоги в составе себе-стоимости | Накоп- ленные затраты | Нало-ги в цене | Выруч- ка, у.е. | При - быль у.е. | |
| 1989 | 5 200 | 634 | 2454 | 13988 | 5700 | 13988 | 9050 | 31978 | 8940 |
| 1990 | 5 459 | 1428 | 4953 | 21143 | 9304 | 35132 | 14774 | 52201 | 16284 |
| 1991 | 9 878 | 2607 | 8253 | 37694 | 16956 | 72625 | 26924 | 95131 | 30513 |
| 1992 | 9 487 | 2972 | 10610 | 35847 | 12779 | 108673 | 20293 | 71702 | 15562 |
| 1993 | 8 837 | 2561 | 10610 | 31167 | 9159 | 139840 | 14545 | 51391 | 5679 |
| 1994 | 8 575 | 2715 | 10610 | 28574 | 6671 | 168413 | 10594 | 37432 | -1736 |
| 1995 | 5 328 | 1312 | 10610 | 21631 | 4382 | 190044 | 6958 | 24584 | -4005 |
| 1996 | 4 028 | 946 | 10610 | 17590 | 2006 | 207634 | 3186 | 11257 | -9519 |
| 1997 | 4 028 | 770 | 10470 | 16413 | 1146 | 224047 | 1823 | 6447 | -11789 |
| Ито- го | 60 820 | 15945 | 79180 | 224047 | 68103 |
| 108147 | 382123 |
|
Технико-экономические показатели с 1989 по 1998 г. отражают фактическую характеристику эксплуатации участка разработки . Результаты экономических расчетов показывают ,что начиная с 1993г. эксплуатация участка при полном налогообложении является убыточной и остается таковой до конца разработки , если не применить биополимерное заводнение . В связи с указанным одноразовая закачка биополимера , осуществляемая на практике по варианту 2 , является не только своевременной , но и эффективной . Срок безубыточной эксплуатации участка продлевается до 2016 , как видно из рисунка 3.8. Экономическая оценка варианта 3 с постоянной закачкой биополимера показывает, что безубыточная эффективность разработка участка обеспечивается до 2030 года (рисунок3.8) .При этом конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 0.408 (рисунок3.7) . Коэффициент извлечения по варианту 2 в 2016 году (предел экономической эксплуатации) составляет 0.344 (рисунок 3.7) . Необходимо отметить, что по варианту 3 не только повышается конечный коэффициент извлечения нефти , но и значительна улучшается характеристика динамики добычи по обводненности и соответственно снижаются затраты на добычу нефти .
-1 – добыча нефти по первому варианту,
-2 – добыча нефти по второму варианту,
-3 – добыча нефти по третьему варианту.
Рисунок 3.8 Накопленный денежный поток наличности по вариантам
разработки
С учетом того , что вариант 2 является фактически реализуемым на практике в 1997 году , а вариант 1 - убыточным и неприемлемым для дальнейшей разработки , прирост коэффициента извлечения нефти по варианту 3 определяется относительно варианта 2 и составляет 0.064 .
А если сравнить результаты оценки вариантов 3 и 1 в сопоставимых условиях ( без учета ренты в затратах , так как с 1994 г. разработка участка является убыточной ) , то разработка участка при положительном значении накопленного потока денежной наличности по варианту 1 продолжается до 2009 г. ( рисунок3.8. ) . При этом коэффициент извлечения нефти составит 0.301 . что на 0.107 меньше , чем по варианту 3 .
Таким образом , проведенные расчеты и стоимостная оценка вариантом применения биополимерного заводнения для увеличения коэффициента извлечения нефти свидетельствует о его высокой технологической и экономической эффективности , а также о целесообразности широкого промышленного применения .
| Наименование статей | Тыс.у.е. |
|
Материалы | 12047 |
|
Амортизация основных фондов | 5563 |
|
Зарплата | 4902 |
|
Налоги | 1936 |
|
Транспорт | 13823 |
|
Накладные расходы | 13717 |
|
Всего | 51988 |
| Страница: 7 из 8 <-- предыдущая следующая --> |
| © 2007 ReferatBar.RU - Главная | Карта сайта | Справка |