Содержание к диссертации
Введение
Состояние проблемы и особенности газогидродинамических методов исследований пластов и скважин на поздней стадии разработки газовых залежей 9
1.1. Краткий обзор состояния газогидродинамических методов исследований пластов и скважин 9
1.2. Краткая геолого-техническая характеристика и особенности освоения сеноманских залежей (на примере УНГКМ) 17
1.3. Основные факторы, определяющие надежность работы системы «пласт-скважина» на поздней стадии разработки газовых залежей 21
1.4. Роль и значимость контрольно-измерительных приборов нового поколения для реализации теоретических разработок, уточнения методических подходов и выявления эмерджентных свойств системы «пласт-скважина» 24
Выводы к главе 1 30
Глава 2 Решение ключевых вопросов для совершенствования методов газогидродинамических исследований пластов и скважин на поздней стадии разработки газовых залежей 33
2.1. Исследование влияния погрешностей оценки коэффициентов гидравлического сопротивления подъемников скважин на расчеты забойных давлений по устьевым замерам термобарических параметров 33
2.2. Результаты исследования по оценке минимально-необходимого простоя скважины перед замерами пластового давления 48
2.3. Результаты исследования по оценке минимально-необходимой отработки скважины для стабилизации термобарических параметров на режимах 55
2.4. Результаты теоретических и промысловых исследований пб оценке минимально-необходимой скорости восходящего потока в подъемнике скважины для обеспечения выноса жидкости и механических примесей 63
2.5. Результаты теоретических и промысловых исследований по оценке максимально-допустимого градиента давления в призабойной зоне скважины в условиях обводнения и разрушения коллектора 68
2.6. Методические подходы к обоснованию режимов совместной эксплуатации скважин в условиях их кустового расположения 89
Выводы к главе 2 93
Глава 3 Особенности газогидродинамических исследований коллекторов с высокими фильтрационными и емкостными свойствами 97
3.1. Детерминированный подход к исследованиям скважин на стадии падающей добычи с учетом истории их эксплуатации 97
3.2. Газогидродинамические методы исследования при стационарных режимах фильтрации пластового флюида 99
3.2.1. Методика исследования, позволяющая оптимизировать простой сква
жины перед замером пластового давления и время ее отработки на режимах
для повышения коэффициента эксплуатации и снижения потерь газа 100
3.3. Газогидродинамические методы исследования при нестационарных ре
жимах фильтрации пластового флюида 102
3.3.1. Методика исследования скважин с применением приборов нового поколения для решения задач нестационарной фильтрации газа 106
3.3.2. Оценка средних значений ФЕС коллекторов в эксплуатационном поле по псевдо-КВД при длительной остановке УКПГ 126
3.4. Специальные газогидродинамические методы исследования 131
3.4.1. Методика исследования скважин в условиях аномально-низкого пластового давления и увеличения выноса воды и механических примесей 131
3.4.2. Методика исследования с применением стержней твердых пенообразователей для выноса воды с забоя обводняющейся скважины 134
3.4.3. Анализ результатов специальных исследований скважин, оборудованных забойными гравийными фильтрами 140
3.4.4. Результаты гидравлического расчета подъемников скважин при замене лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра 144
3.5. Значимость и необходимость комплексных методов исследования пластов и скважин на стадии падающей добычи 147
Выводы к главе 3 149
Глава 4 Реализация разработанных методик газогидродинамических исследований, оценка их экономической эффективности для газодобывающего предприятия и экологической значимости для окружающей среды 150
4.1. Сокращение выпусков газа в атмосферу при проведении газогидродинамических исследований пластов и скважин 150
4.2. Повышение коэффициента эксплуатации скважин за счет оптимизации времени их простоя перед замерами пластовых давлений 152
4.3. Оптимизация объемов и видов промыслово-исследовательских работ на поздней стадии разработки газовых залежей 154
Основные выводы и заключение 157
Список использованной литературы 160
- Краткий обзор состояния газогидродинамических методов исследований пластов и скважин
- Исследование влияния погрешностей оценки коэффициентов гидравлического сопротивления подъемников скважин на расчеты забойных давлений по устьевым замерам термобарических параметров
- Детерминированный подход к исследованиям скважин на стадии падающей добычи с учетом истории их эксплуатации
- Сокращение выпусков газа в атмосферу при проведении газогидродинамических исследований пластов и скважин
Введение к работе
Актуальность работы
Стадию падающей добычи разработки сеноманских залежей региона объединяют общие закономерности, обусловленные идентичностью их геолого-технических характеристик и условиями освоения месторождений.
Разработка месторождений ведется в условиях неопределенности, что связано с недостаточным объемом информации и ее представительностью. И эта проблема является общей для всего нефтегазодобывающего комплекса, эффективное решение которой требует теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований. Одним из основных инструментов для получения информации о состоянии объекта разработки являются газогидродинамические методы исследований пластов и скважин (ГДИС). Следовательно, от этих методов во многом зависит эффективность мероприятий по контролю и рациональной разработке месторождения.
Поздняя стадия разработки на истощение сеноманских залежей региона связана с необратимостью и практической неустранимостью процессов обводнения и разрущения продуктивных пластов, сложенных слабоустойчивыми коллекторами. В этих условиях, получение достоверной и необходимой информации для обеспечения надежности работы системы «пласт-скважина» по ранее принятым методам ГДИС связано с определенными трудностями, что требует их совершенствования и разработки новых методических подходов с учетом последних теоретических и промысловых данных.
Таким образом, совершенствование методов ГДИС на поздней стадии разработки газовых залежей является актуальной проблемой.
Цель работы
1. Разработка на основе проведения и обобщения промысловых исследований методик ГДИС по группам скважин в зависимости от фильтрацион-
но-емкостных свойств коллекторов (ФЕС) и осложняющих факторов.
Разработка критериев для оценки надежности работы скважин в условиях обводнения и разрушения коллектора приз'абойной зоны.
Разработка рекомендаций по оптимизации ГДИС для повышения коэффициента эксплуатации скважин, сокращения потерь углеводородного сырья и снижения техногенной нагрузки на окружающую среду.
Основные задачи исследований
Изучить и уточнить методические подходы и технологии проведения ГДИС на основе анализа теоретических разработок и производства промы-слово-исследовательских работ.
Разработать критерии для оценки условий выноса жидкой фазы с забоев эксплуатационных скважин.
Разработать критерии для обоснования режимов эксплуатации скважин в условиях разрушения коллектора призабойной зоны.
Разработать методики ГДИС по группам скважин с различными видами осложнений на стадии падающей добычи.
Внедрить разработанные методики ГДИС и произвести оценку их значимости для сокращения потерь газа, повышения коэффициента эксплуатации скважин и снижения техногенной нагрузки на окружающую среду.
Научная новизна
1. Разработаны методики ГДИС по различным группам скважин:
методика исследований скважин в условиях аномально-низкого пластового давления и увеличения выноса механических примесей и воды;
методика исследований скважин с применением приборов нового поколения для решения задач нестационарной фильтрации пластового флюида;
- методика оптимизации времени простоя скважин перед замерами
4 пластовых давлений для повышения коэффициента их эксплуатации;
- методика оптимизации времени отработки скважин при стационар
ных режимах ГДИС для снижения потерь углеводородного сырья.
2. Результатами проведенных ГДИС показано, что при нестационарной фильтрации газа в неоднородных коллекторах не соблюдается принцип суперпозиции из-за неадекватности геометрии потоков при КВД и КСД:
КВД дает интегральную информацию о ФЕС всего разреза, а КСД характеризует работу преимущественно высокопроницаемых пропластков;
комплексная интерпретация КВД и КСД позволяет получить информацию об отношение общей работающей мощности к активно дренируемой.
Для коллекторов с очень высокими ФЕС невозможно (принципиально) получить представительные индикаторные линии по данным стационарных ГДИС с использованием образцовых механических манометров.
Результатами анализа проведенных ГДИС по оценке допустимой депрессии на пласт показано, что задача не имеет практически приемлемого решения для высокопроницаемых коллекторов при их обводнении и значительном росте эффективного горного давления.
Получены новые зависимости, позволяющие оценивать коэффициенты фильтрационного сопротивления по времени стабилизации термобарических параметров и влияние погрешности коэффициента гидравлического сопротивления лифтовой колонны на расчеты забойных давлений.
Методы исследований
Поставленные задачи решались проведением промыслово-эксперимен-тальных работ на скважинах с применением приборов нового поколения и современного исследовательского оборудования, теоретическими исследованиями полученных результатов.
Практическая ценность работы
1. Разработанные методики внедрены в практику ГДИС Уренгойского, Ен-Яхинского и Северо-Уренгойского месторождений.
Разработанные критерии выноса жидкости и допустимых депрессий на пласт используются при составлении технологических режимов эксплуатации газовых скважин Уренгойского месторождения.
Результаты исследований используются при проектировании дораз-работки и анализе разработки сеноманских залежей УНГКМ.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических советах ООО «Уренгойгазпром», УФ «Тю-менНИИГИПРОгаз», региональных и Всероссийских научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов по актуальным проблемам состояния и развития нефтегазовой отрасли (г. Новый Уренгой, 1983 г., 1986 г., 1989-2002 гг.; г. Москва, ВНИИГАЗ, 1983 г.,1986 г.; г. Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1999 г., 2001 г.).
По содержанию диссертации опубликовано 16 работ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа содержит 159 страниц машинописного текста, включая 23 рисунка и 49 таблиц. Список литературы состоит из 150 наименований.
Диссертация выполнена в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина и Научно-техническом центре ООО «Уренгойгазпром».
Автор выражает искреннюю признательность за помощь и внимание своему научному руководителю профессору 3. С. Алиеву, а также сотрудникам ООО «Уренгойгазпром» Т. Г. Бердину, Г. Г. Кучерову, Ю. С. Кузнецову, Э. Т. Стройному, Л. П. Маловичко и В. Б. Шарапову за содействие в организации исследований и обсуждении результатов.
Краткий обзор состояния газогидродинамических методов исследований пластов и скважин
Развитие и совершенствование газогидродинамических методов исследований пластов и скважин органически связаны с историей газовой промышленности и становлением теоретических основ разработки месторождений природных газов.
История газовой промышленности России имеет своим началом конец XIX века, когда увидели свет первые публикации о природном газе (Нефтяное газовое хозяйство. С.-Петербург, 1883.; Энгельмейер П. К. Газовое нефтяное производство, светильный газ вообще. С.-Петербург, 1884.).
В становлении теоретических основ разработки газовых месторождений условно можно выделить четыре этапа, связанных с определенными успехами в развитии научно-обоснованных методов [85].
Первый этап характеризуется «кустарными» методами разработки, когда скважины бурились без предварительной разведки, на случайно открытых месторождениях в непосредственной близости от потребителя газа.
На втором этапе применялись в основном эмпирические методы по аналогии с нефтяными месторождениями и практикой освоения газовых залежей США. Понимание рациональности разработки было сугубо утилитарным (эксплуатации скважин с постоянным процентом отбора газа), практически без учета сложных физических процессов, происходящих в газоносных пластах. И это обстоятельство было вполне объяснимо, учитывая, что наука подземной газогидродинамики делала свои первые робкие и трудные шаги. Третий этап связан с созданием научно-обоснованных методов разработки и их апробацией на реальных объектах (проекты разработки газовых месторождений треста «Куйбышевгаз», проекты разработки Шебелинского, Северо-Ставропольско-Пелагиадинского и Газлинского месторождений).
Разработка месторождений природных газов на этом этапе стала осуществляться на базе теории фильтрации газа в пористой среде, основы которой в нашей стране были заложены фундаментальными исследованиями академика Л. С. Лейбензона и его научной школы [48-52, 85, 86, 96-103].
В классической работе Л. С. Лейбензона «Движение газов в пористой среде» (1929 г.) было впервые выведено основное дифференциальное уравнение движения газа в пористой среде, которое явилось базой для всех дальнейших исследований. Автором было дано и приближенное решение этого уравнения для неустановившейся линейной и радиальной фильтрации, а в продолжении работы (1930 г.), - рассмотрено турбулентное течение газа в пористой среде и фильтрация газа в двух и трех измерениях. Немного позже (1931 г.), в журнале «Physics» (США) была опубликована статья М. Musket и Н. Botset «О движении газа в пористой среде», в которой авторы привели результаты экспериментальных исследований линейного и радиального установившегося движения газа, по существу совпавшие с уравнением Л. С. Лейбензона [85].
В монографии М. Musket о движении однородной жидкости в пористой среде, вышедшей в 1937 году в Нью-Йорке и Лондоне, задачу о неустановившейся фильтрации газа в пористой среде автор решил сведением ее к методу последовательной смены стационарных состояний (ПССС).
В статье Л. С. Лейбензона «Турбулентное движение газов в пористой среде» (Изв. Акад. Наук СССР, 1945 г.), автором были получены дифференциальные уравнения политропной турбулентной фильтрации газа, которые до настоящего времени не имеют точного решения в общей постановке из-за их нелинейности и невозможности учета всевозможных граничных условий. Дальнейшие теоретические исследования были направлены на получение приближенных решений этих уравнений разными способами их линеаризации, оценку погрешностей в зависимости от допущений и уточнение определяющих физических параметров [48-50, 56, 57, 66, 85, 86,96-101,139].
Кроме теоретических исследований, был проведен на этом этапе большой объем экспериментальных работ по физическому и математическому моделированию процесса фильтрации газа в пористой среде, обобщены промысловые данные, в результате которых были созданы и внедрены новые методики проведения, обработки и интерпретации исследований газовых скважин [1, 2, 8-Ю, 56, 57, 68-71, 73-75, 78, 85, 86, 88, 96-101, 125, 136-139].
Одним из результирующих итогов этих работ было то, что в призабой-ной зоне несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины происходит нарушение линейного закона Дарси, причем коэффициенты фильтрационного сопротивления зависят только от геометрии потока [57, 66, 96-101]. Результатами исследований М. Musket, а позднее и других авторов, было показано, что несовершенство скважины не сказывается на форме линий тока на расстоянии г (0.5 - 1.0) Н [57].
Форхгеймер (1901 г.), по результатам исследований Мазони, рекомендовал две модели зависимости градиента давления от скорости [103]. Первая модель: AP/AL = au + bu . Вторая модель: AP/AL = au + bu + с u , где a, b и с - эмпирические коэффициенты, зависящие от структуры порового пространства, свойств фильтрующегося пластового флюида и неравновесности фильтрационного потока.
Исследование влияния погрешностей оценки коэффициентов гидравлического сопротивления подъемников скважин на расчеты забойных давлений по устьевым замерам термобарических параметров
Газовые скважины сеноманской залежи Уренгойского месторождения эксплуатируются по лифтовым колоннам, оборудованы забойными пакерами и клапанами-отсекателями. ГДИС при стационарных режимах фильтрации для определения текущих продуктивных характеристик скважин проводятся по объективным причинам без производства глубинных замеров термобарических параметров, а результаты обрабатываются по двучленной формуле притока следующего вида [1, 2, 33, 62, 89]: Pnj]2-PyVs=aQ + (b + 9)Q2, (1.2) где 0 = 1.377 X Тср2 zcp2 (e2s -1)/ dBH5
Точность расчета забойных давлений и депрессий на режимах зависит при этом от коэффициента «6», характеризующего потери пластовой энергии на трение при движении газа в лифтовой колонне.
По результатам глубинных замеров и исследований незапакерованных скважин были приняты средние значения этого коэффициента для 168.3 мм НКТ, которыми оснащены более 90 % эксплуатационного фонда Уренгойской площади (УКПГ 1а, 1-10): 0cp.i = 30x10"5 - для действующих скважин, 6ср2 = = 40x10"5 - для новых скважин, вводимых в эксплуатацию.
Обработка ГДИС по этим средним значениям «8» приводит во многих случаях к результатам, не согласующимся с продуктивностью коллекторов сеноманской залежи. Вероятно, это следствие погрешностей, возникающих в связи с использованием средних величин применительно к конкретным скважинам. Учитывая данное обстоятельство, необходимо оценить влияние погрешностей коэффициента «0» на конечные результаты и выявить с привлечением новых данных факторы, определяющие оценки математических ожиданий этого параметра.
Пусть для некоторой скважины известно истинное значение «9И», а расчет забойного давления ведется по его среднему значению «0ср»: 0„ = 0ср±А, (2.2) где А - абсолютная ошибка определения «О». В этом случае мы имеем систему уравнений (3.2), которая позволяет оценить влияние условия (2.2) на точность расчета забойного давления: Р2 _ р 2 2S , л г\2, -\ зб.ист. гу с и V 5 У (3.2) Рзб.оР.2 = Ру2 e2s + Єср Q2; р = р + Р г зб.ист гзб.ор — 5 6И = 9ср ± А. ср - - J Решение (3.2) относительно А приводит к следующему выражению: A = [2C(P36,P./Q2)±(C2/Q2)] (4.2)
Формула (4.2) характеризует абсолютную ошибку коэффициента «0», приводящей к погрешности забойного давления на величину «С». Второй член в правой части этой зависимости на порядок меньше первого, поэтому можем записать следующее приближенное равенство: А = 2 С (Рзб.ор./ Q2) (5.2) Разделив обе части этого выражения на «С» приходим к следующему: А = А / С = 2 ( Рзб.ор./ Q2 ), (6.2) где А - абсолютная ошибка «0», соответствующая равенству Рзб.ор- - Рзб.ист-1 = 1 КГС/СМ (ИЛИ 0.1 МШ). Из формулы (6.2) следует, что, чем меньше забойное давление и боль ше дебит скважины, тем должно быть выше требование к точности «6».
Для оценок погрешностей расчета забойных давлений по формуле (6.2) рассчитана табл. 1.2, иллюстрация которой дана на рис. 1.2.
В табл. 2.2 представлены результаты промысловых исследований по определению коэффициентов «0» для 168 мм НКТ, которые свидетельствуют о широком диапазоне изменения этого коэффициента в зависимости от особенностей конкретной скважины: 0 = (18 -128) х 10"5.
Для исключения не представительных для данной генеральной совокупности значений «0» воспользуемся правилом Томпсона, т.е. используем следующую статистику [61]:
Правило Томпсона позволяет с принятой доверительной вероятностью р = 0.95 установить диапазон изменения «9»: 9 = (15 -г 82) х 10"5.
После цензурирования выборки, для определения эмпирической плотности распределения, построен по формуле Стэрджеса интервальный вариационный ряд (табл. 4.2), результаты наблюдений сгруппированы, определены уточненные выборочные числовые характеристики [61]: 0 = 1 / п (X 9;) = 46 х 10"5 - уточненное выборочное среднее; s 2 = 1 / n [Z(9j - 9 )2 ] = 186 х 10"5 - уточненная выборочная дисперсия; v = s / 9 = 0.296 - уточненный коэффициент вариации.
Уточненный коэффициент вариации говорит об однородности выборки после исключения из нее резко выделяющихся значений. Для дальнейшего анализа и обоснованности последующих выводов необходимо оценить закон распределения случайной величины коэффициента «9».
Детерминированный подход к исследованиям скважин на стадии падающей добычи с учетом истории их эксплуатации
Хотя знание некоторых общих принципов и восполняет незнание некоторых фактов (К. Гельвеций) [103], но сложные нелинейные, нестационарные и неравновесные процессы, происходящие в системе «пласт-скважина» («черный ящик»), не всегда позволяют установить их причинную обусловленность. В подземной газогидродинамике приходится иметь дело с отношениями между взаимосвязанными явлениями, которые на первый взгляд причинно не обусловлены, ибо трудно обнаружить момент порождения одного события (процесса, явления) другим. Ситуация усугубляется уникальностью каждого месторождения (природа гораздо богаче в своих проявлениях, чем любая самая совершенная теория), разработка которого, как правило, характеризуется одноразовым жизненным циклом.
И как показывает опыт, кроме общих проектных решений по разработке, для каждого месторождения в процессе его освоения уточняются и устанавливаются свои функциональные и вероятностные зависимости и соотношения между явлениями: связь состояния пластового флюида с природной пористой средой при изменении термобарических параметров, структурные, системные и иные взаимосвязи.
При разработке месторождений в условиях неопределенности, обусловленной объективными причинами, существенна роль методов вероятностно-статистического (стохастического) анализа ИД, которые позволяют снизить эту неопределенность [96, 102, 103]. К периоду падающей добычи накапливается достаточный объем промысловой информации об объекте, системное (комплексное) теоретическое осмысление которой дает возможность принимать обоснованные управленческие решения по рациональной разработке месторождения, повысить эффективность ГТМ, направленных на обеспечение устойчивости и надежности функционирования всех звеньев технологической цепочки.
В этих условиях, наряду с вероятностно-статистическими методами, только детерминированный подход к исследованию конкретной скважины и проведению на ней ГТМ, с учетом ее текущего геолого-технического состояния и истории эксплуатации, может привести к прогнозируемому успеху.
Анализ данных ГДИС, ремонтных и интенсификационных работ по газовым скважинам сеноманской залежи УНГКМ свидетельствует о том, что отход от этого принципа приводит к результатам, которые не оправдывают экономические издержки, связанные с проведением на них ГТМ.
В частности, в параграфах 3.4.2 (применение ПАВ для выноса воды с забоя скважины при ее обводнении), 3.4.3 (оборудование скважины забойным гравийным фильтром для предотвращения выноса мехпримесей) и 3.4.4 (замена НКТ на меньший диаметр для обеспечения более высоких скоростей восходящего потока в подъемнике скважины при ее обводнении) настоящей главы показано, что общий подход к проведению ГТМ на скважине, без учета ее текущего геолого-технического состояния и особенностей эксплуатации в условиях кустового расположения, может быть не эффективным или привести даже к отрицательным результатам [145, 146, 150].
Это полностью касается и ГДИС, методики проведения которых должны учитывать вышеизложенные обстоятельства и ФЕС коллекторов в зонах дренирования скважин.
В заключение к параграфу следует отметить, что разработанные автором методики ГДИС на стадии падающей добычи основаны на детерминированном подходе к решению проблемы [39, 82, 148].
ГДИС при стационарных режимах нелинейной фильтрации газа обрабатываются традиционно по двучленной формуле притока (1.3), обоснованность которой была в свое время доказана методами математической статистики на многочисленных примерах исследований скважин [33, 96, 97]. Рпл2 - Рзб2 = a Q + Ъ Q2, (1.3) где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия газоносного коллектора, геометрии потока в зоне дренирования, параметров пласта и свойств пластового флюида.
Формула (1.3) справедлива при пластовых давлениях до 12-14 МПа и небольших депрессиях на пласт (Р3б / Рпл 0.9). При больших значениях пластовых давлений и депрессий необходимо учитывать реальные свойства природных газов: зависимости коэффициентов сверхсжимаемости и вязкости от изменения термобарических параметров.
Сокращение выпусков газа в атмосферу при проведении газогидродинамических исследований пластов и скважин
Внедрение «Методики проведения исследований скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения в условиях аномально-низкого пластового давления, увеличения выноса механических примесей и воды» позволило существенно сократить выпуски газа в атмосферу при проведении ГДИС.
Ниже рассматривается фактический экономический эффект от внедрения этой методики на УНГКМ. Данные для расчета приведены в табл. 1.4.
Расчет экономического эффекта производился согласно «Регламента по определению экономической эффективности внедрения новой техники и технологии», действующего в системе ООО «Уренгойгазпром» ОАО «Газпром» с 20 августа 1990 г.
Дополнительный объем добычи за счет снижения объемов выпуска газа в атмосферу при проведении ГДИС при стационарных режимах: (91.5 — 27.5) тыс. нм х 20 ске. = 1 280 тыс. нм Дополнительная реализация газа по цене 73.07 руб. за 1000 нм3: 1 280 х 73.07руб. = 93 530руб. Прибыль от реализации дополнительного объема при себестоимости газа 51.0 руб за 1000 нм3: 93 530 - (1 280 х 51) = 28 250 руб. Налог на прибыль от реализации дополнительного объема газа: 28 250руб. х 0.30 = 8 475руб.
Снижение платы за загрязнение окружающей среды в результате сокращения объемов выпуска газа в атмосферу при проведении ГДИС: 1 280 х 0.198 руб. = 253руб. - плата за выпуск в атмосферу 1000 нм газа (NO2, СО, СН4) Налог на прибыль от снижение платы за загрязнение среды: 253руб. х 0.30 = 76руб. Прибыль, остающаяся в распоряжение предприятия: (28 250руб. - 8 475руб.) + (253руб. - 76руб). = 19 952руб.
Таким образом, фактический экономический эффект составил 1413 руб на каждую скважину по внутренним ценам 1000 нм3 газа в 2000 году. Оценить ожидаемый экономический эффект от внедрения разработанной автором методики ГДИС при стационарных режимах по всему эксплуатационному фонду скважин сеноманской залежи УНГКМ довольно просто, зная число действующих скважин (1106 единиц на 01.01.2002 г.).
Для снижения непроизводительного времени эксплуатационного фонда скважин автором была разработана «Методика проведения и обработки результатов исследований с использованием приборов АМТ для решения задач нестационарной фильтрации пластового флюида», которая внедрена на газовых и газоконденсатных скважинах УНГКМ [11, 12, 82, 90, 91, 147, 148].
Более существенный эффект от внедрения этой методики получен по газоконденсатным скважинам, чем по газовым, что связано со стоимостью конденсата. В табл. 2.4 показаны ИД для расчета экономического эффекта. Расчет фактического экономического эффекта
Дополнительный объем добычи газа за счет снижения времени простоя скважин перед замерами пластовых давлений: 272 тыс. нм /сут х 460 час = 5 213 тыс. нм . Дополнительная реализация газа по цене 119.7 руб за 1000 м3: 5 213 х 119.7 руб = 623 996 руб. Прибыль от реализации дополнительного объема при себестоимости газа 89.0 руб за 1000 нм3: 623 996 - (5 213 х 89) = 160 039 руб.
Дополнительный объем добычи конденсата за счет снижения времени простоя скважин перед замерами пластовых давлений: 23 394 т/сут х 460 час = 448.385 т. Дополнительная реализация конденсата по цене 1255 руб за 1 тонну: 448.385х 1255руб = 562 723руб.
Прибыль от реализации дополнительного объема конденсата при себестоимости 206 руб. за 1 тонну: 562 723 - (448.385 х 206) =470 356руб. Экономический эффект от дополнительной добычи газа и конденсата: 160 039 + 470 356 = 630 395руб. Налог на прибыль от дополнительной реализации газа и конденсата: 630 395 руб х 0.35 = 220 638 руб. Прибыль, остающаяся в распоряжение предприятия: 630 395 - 220 638 =409 757руб.
Следовательно, фактический экономический эффект от внедрения методики составил 27 408 руб на одну скважину по внутренним ценам на 1000 нм газа и 1 тонну стабильного конденсата в 2001 г. Ожидаемый экономический эффект по фонду скважин нижнемеловых залежей УНГКМ зависит от объемов замеров пластовых давлений (по плану 2001 г. - 533 замера).
