Файл: 2 Геологическая часть 5 1 Основные сведения о месторождении 5.docx

, т.

Е_н – нормативный документ эффективности капитальных вложений=0,15

З_вн – затраты на внедрение оборудования, руб.

З_э\э – затраты на электроэнергию, руб.
Э₆₃=( ( 6000-2000 )*3675,55 – 0,15*1430000 )-70370,64=14417329,36 руб.

Э₄₅₅=( ( 6000-2000 )*3086,75 – 0,15*1430000 )-1226345,6=10906154,4 руб.

Э₄₇₇=( ( 6000-2000 )*520,125 – 0,15*1430000 )-1234003,68=631996,32 руб.
11. Определяем срок окупаемости оборудования по формуле 11:
Скв₆₃ Т_окуп=

Где Т_окуп –срок окупаемости от внедрения оборудования, мес.

З_вн – затраты на внедрение, руб.

∆С – экономия эксплуатационных затрат, руб.
Скв₆₃ Т_окуп= года≈2 мес

Скв₄₅₅ Т_окуп= года≈2 мес

Скв₄₇₇ Т_окуп= года≈1год 2 мес
12. Определяем экономию эксплуатационных затрат по формуле 12:
∆С= ( ( С₁-С₂ )*Q_год) - З_э\э
Где ∆С – экономия эксплуатационных затрат, руб.

С₁-С₂ – себестоймость нефти до и после внедрения оборудования, руб.

Q_год- годовая добыча нефти, т.

Э_э\э – затраты на электроэнергию, руб.
Скв₆₃ ∆С=( ( 6000-2000 )*3675,55) - 870370,64=13831829,36 руб

Скв₆₃ ∆С=( ( 6000-2000 )*3086,75) - 1226345,6=11120654,4 руб

Скв₆₃ ∆С=( ( 4000 )*520,125) - 1234003,68=846496,32 руб
Таблица 3 – Сводная таблица годовых технико-экономических показателей после внедрения АСЛН-1

№ скв	63	455	477
Qгод, т.	3675,55	3086,75	520,125
Зобщ тыс.руб.	288960	288960	288960
Зэ\э, тыс.руб	870370,64	1226345,6	1234003,68
Зэ, тыс.руб.	600000	600000	600000
Звн, тыс.руб	1430000	1430000	1430000
Э, тыс.руб.	14417329,96	10906154,4	631996,32
Токуп, мес	2 мес	2 мес	1год и 2 мес
∆С, тыс.руб.	13831829,36	11120654,4	46496,32

---

Рисунок 1 – Годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1, тыс.руб.
Анализ показателей показывает, что наибольший годовой экономический эффект от внедрения АСЛН-1 составил на скв №63-13831,829 тыс.руб, а наименьший на скв №477-846,496 тыс.руб.

4. Спец.вопрос: Анализ добывных возможностей

Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока.


Q_ф. – дебит скважины (м³/сут.);

Р_пл. и Р_заб. – соответственно пластовое и забойное давление (МПа).

		Qф	Рпл.	Рзаб.	K продуктивности
скв. № 65		4.9	10.5	1.33	0.53
скв.№ 465		0.2	6.6	2.4	0.04
скв.№ 718		1.7	6	2.91	0.56
скв.№ 370		12.2	6.03	1.2	2.52
скв.№ 372		10.5	9.8	1.5	1.26
скв.№ 417		4.3	7.57	1.35	0.69
скв.№ 433		8.1	11.1	2.43	0.93
скв. № 472		10.9	11.2	3.37	1.39
скв. № 501		4.5	6.1	2.47	1.23
скв. № 722		3.3	5.2	2.9	1.43

---

Определение максимального забойного давления из условия:
Р_{мах.доп.}= 0,75 · Р_нас. (если n_в>50%) (МПа);
Р_{мах.доп.}= 0,3 · Р_нас. (если n_в< 50%) (МПа);
Где Р_нас. – давление насыщения (МПа);

n_в– обводненность продукции ( % ).

	Рнас	nв	Рмах.доп.
скв. № 65	7	43	2.1 МПа
скв.№ 465	8	57	6 МПа
скв.№ 718	8	29.7	2.4 МПа
скв.№ 370	7	16.3	2.1 МПа
скв.№ 372	7	10	2.1 МПа
скв.№ 417	8	43.2	2.4 МПа
скв.№ 433	8	15.9	2.4 МПа
скв. № 472	8	20	2.4 МПа
скв. № 501	7	12.4	2.1 МПа
скв. № 722	8	29.2	2.4 МПа

Определение максимального допустимого дебита скважин
Q_{мах.доп.}= К· (Р_пл.- Р_{мах.доп.}) (м³/МПа·сут.)
максимально допустимый дебит скважины;

коэффициент продуктивности;

пластовое давление;

	К		Рмах.доп	Qмах.доп.
скв. № 65	0.53	10.5	2.1 МПа	4.45 м3/МПа·сут.
скв.№ 465	0.04	6.6	6 МПа	0.02 м3/МПа·сут.
скв.№ 718	0.56	6	2.4 МПа	2.01 м3/МПа·сут.
скв.№ 370	2.52	6.03	2.1 МПа	9.90 м3/МПа·сут.
скв.№ 372	1.26	9.8	2.1 МПа	9.7 м3/МПа·сут.
скв.№ 417	0.69	7.57	2.4 МПа	3.56 м3/МПа·сут.
скв.№ 433	0.93	11.1	2.4 МПа	8 м3/МПа·сут.
скв. № 472	1.39	11.2	2.4 МПа	12.23 м3/МПа·сут.
скв. № 501	1.23	6.1	2.1 МПа	4.92 м3/МПа·сут.
скв. № 722	1.43	5.2	2.4 МПа	4 м3/МПа·сут.

---

Определение разности дебитов

разность между максимальным и фактическим дебитами;

максимально допустимый дебит скважины;

фактическая подача;

			Q
скв. № 65	4.45	4.9	-0.45
скв.№ 465	0.02	0.9	-0.88
скв.№ 718	2,01	1.7	0.31
скв.№ 370	9.90	12.2	-2.3
скв.№ 372	9.7	10.5	-0.8
скв.№ 417	3.56.	4.3	-0.74
скв.№ 433	8	8.1	0.1
скв. № 472	12.23	10.9	1.33
скв. № 501	4.92	4.5	0.42
скв. № 722	4	3.3	0.7

---

Вывод: На скважинах разница между максимально допустимым и фактическим дебитом, имеют отрицательные значения, то это может привести к разрушению пласта и выносу песка, к быстрому росту газового фактора и обводнённости скважинной продукции. Поэтому необходимо уменьшить отбор жидкости, для чего надо изменить длину хода полированного штока или число качаний в сторону их уменьшения. Но так как нет отрицательных значений, значит все скважины работают в оптимальном режиме.

Коэффициент продуктивности на скважинах №65, 465, 718, 417, 433 меньше единицы, что говорит о возможном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, отложение АСПО, солей, механических примесей, нарушение перфорационных каналов. Для повышения коэффициента продуктивности необходимо провести: ОПЗ, КГРП, перфорационные работы.

5. Внедрение новых технологий

3. 1   2   3   4   5

---