The GAGD process was developed as an enhanced oil recovery (EOR) method that takes advantage of the naturally occurring gravity segregation of injected gas from crude oil, common in such processes as WAG. GAGD consists of placing horizontal producer wells near the bottom of the reservoir and injecting gas using (existing) vertical wells. It is proposed that the injected gas will rise to the top to form a gas cap while oil and water drain down to the horizontal producers. The work so far completed as part of the development of GAGD has encompassed a thorough literature review on the underlying mechanisms, selected scaled visual physical model experiments to confirm those mechanisms, and numerical simulations using commercial software to optimize the production configuration.Quá trình GAGD đã được phát triển như là một phương pháp hồi dầu tăng cường (EOR) mà lợi dụng của lực hấp dẫn tự nhiên phân biệt các khí tiêm từ dầu thô, phổ biến trong các quá trình như WAG. GAGD gồm đặt giếng sản xuất ngang gần đáy của hồ chứa và bơm khí sử dụng giếng khoan thẳng đứng (hiện có). Đó là đề xuất rằng khí tiêm sẽ tăng lên trên cùng để tạo thành một nắp xăng trong khi giá dầu và nước cống xuống để các nhà sản xuất ngang. Công việc cho đến nay đã hoàn thành như là một phần của sự phát triển của GAGD đã bao phủ một tài liệu nghiên cứu kỹ lưỡng về cơ chế cơ bản, lựa chọn các thí nghiệm mô hình vật lý hình ảnh thu nhỏ để xác nhận những cơ chế, mô phỏng số bằng cách sử dụng các phần mềm thương mại để tối ưu hóa cấu hình sản xuất.The final stage in the development of the GAGD process is the implementation in an actual field. To this end a detailed cash flow analysis will be performed in which selected economic indicators, such as the net present value, payout time, profit to investment ratio and rate of return, will be calculated for a specific Northern Louisiana field and given operating conditions. The operating conditions and resulting production profile have been optimized using numerical simulation and were used in the cash flow analysis. For the other input parameters, such as oil prices, capital and operational expenditures, and tax rate, the average values for Northern Louisiana will be used. The uncertainty in these parameters will be captured in a sensitivity study where their effect on the economic performance will be investigated.Giai đoạn cuối cùng trong sự phát triển của quá trình GAGD là việc thực hiện ở một lĩnh vực thực tế. Để kết thúc này phân tích dòng tiền chi tiết sẽ được thực hiện trong đó lựa chọn các chỉ số kinh tế, chẳng hạn như giá trị ròng hiện tại, thời gian thanh toán, lợi nhuận với tỷ lệ đầu tư và tỉ suất lợi nhuận sẽ được tính cho một trường Bắc Louisiana cụ thể và điều kiện vận hành nhất định. Các hoạt động điều kiện và kết quả hồ sơ cá nhân sản xuất đã được tối ưu hóa bằng cách sử dụng mô phỏng số và đã được sử dụng trong phân tích dòng tiền. Đối với các thông số đầu vào khác như giá dầu, vốn và chi phí hoạt động, và mức thuế suất thuế giá trị trung bình cho Bắc Louisiana sẽ được sử dụng. Sự không chắc chắn trong các thông số này sẽ được bắt trong một nghiên cứu nhạy cảm mà ảnh hưởng của họ trên các hoạt động kinh tế sẽ được điều tra.
SPE SPE 129723 Economic Evaluation within the Scope of the Field Development and Application of the Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process in an Actual Northern Louisiana Field Paidin, W.R., Mwangi, P., and Rao, D.N., Louisiana State University Copyright 2010, Society of Petroleum Engineers This paper was prepared for presentation at the SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium held in Dallas, Texas, USA, 8–9 March 2010 This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s) Contents of the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s) The material does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright Abstract The GAGD process was developed as an enhanced oil recovery (EOR) method that takes advantage of the naturally occurring gravity segregation of injected gas from crude oil, common in such processes as WAG GAGD consists of placing horizontal producer wells near the bottom of the reservoir and injecting gas using (existing) vertical wells It is proposed that the injected gas will rise to the top to form a gas cap while oil and water drain down to the horizontal producers The work so far completed as part of the development of GAGD has encompassed a thorough literature review on the underlying mechanisms, selected scaled visual physical model experiments to confirm those mechanisms, and numerical simulations using commercial software to optimize the production configuration Quá trình GAGD phát triển phương pháp hồi dầu tăng cường (EOR) mà lợi dụng lực hấp dẫn tự nhiên phân biệt khí tiêm từ dầu thơ, phổ biến trình WAG GAGD gồm đặt giếng sản xuất ngang gần đáy hồ chứa bơm khí sử dụng giếng khoan thẳng đứng (hiện có) Đó đề xuất khí tiêm tăng lên để tạo thành nắp xăng giá dầu nước cống xuống để nhà sản xuất ngang Cơng việc hồn thành phần phát triển GAGD bao phủ tài liệu nghiên cứu kỹ lưỡng chế bản, lựa chọn thí nghiệm mơ hình vật lý hình ảnh thu nhỏ để xác nhận chế, mô số cách sử dụng phần mềm thương mại để tối ưu hóa cấu hình sản xuất The final stage in the development of the GAGD process is the implementation in an actual field To this end a detailed cash flow analysis will be performed in which selected economic indicators, such as the net present value, payout time, profit to investment ratio and rate of return, will be calculated for a specific Northern Louisiana field and given operating conditions The operating conditions and resulting production profile have been optimized using numerical simulation and were used in the cash flow analysis For the other input parameters, such as oil prices, capital and operational expenditures, and tax rate, the average values for Northern Louisiana will be used The uncertainty in these parameters will be captured in a sensitivity study where their effect on the economic performance will be investigated Giai đoạn cuối phát triển trình GAGD việc thực lĩnh vực thực tế Để kết thúc phân tích dịng tiền chi tiết thực lựa chọn số kinh tế, chẳng hạn giá trị ròng tại, thời gian toán, lợi nhuận với tỷ lệ đầu tư tỉ suất lợi nhuận tính cho trường Bắc Louisiana cụ thể điều kiện vận hành định Các hoạt động điều kiện kết hồ sơ cá nhân sản xuất tối ưu hóa cách sử dụng mô số sử dụng phân tích dịng tiền Đối với thơng số đầu vào khác giá dầu, vốn chi phí hoạt động, mức thuế suất thuế giá trị trung bình cho Bắc Louisiana sử dụng Sự không chắn thông số bắt nghiên cứu nhạy cảm mà ảnh hưởng họ hoạt động kinh tế điều tra Introduction It has been stated in a 2006 DOE basin analysis report that the Onshore Gulf Coast oil producing region is a mature petroleum province and that production is in decline The Onshore Gulf Coast region includes Alabama, Florida, Louisiana and Mississippi, a region that at one time was one of the largest onshore petroleum producing regions According to the same report the region had an original hydrocarbon endowment of over 44 billion barrels of which nearly 38% will be recovered using conventional oil recovery practices That means that nearly 28 billion barrels of oil will be left behind in the ground or stranded, thus forming a sizable target for the application of enhanced oil recovery (EOR) methods The report has further identified about 1.8 to 4.1 billion barrels that could technically be recovered from a total of 159 reservoirs, or about 60% of the total number of reservoirs in the Onshore Gulf Coast region, through the application of a CO 2-based EOR method The size and distribution of the Onshore Gulf Coast region’s oil reservoirs covered in the report and the oil resources that might be technically recoverable using CO 2-EOR are tabulated in Table and (from the 2006 DOE basin analysis report) The reservoirs were screened based on five important criteria, namely reservoir depth, oil gravity, reservoir pressure, reservoir temperature, and oil composition These parameters were used to estimate the minimum miscibility pressure in order for the reservoir to be considered for a miscible CO 2-EOR process while those that did not meet the minimum miscibility pressure standard were considered for an immiscible CO2-EOR application SPE Nó nêu lưu vực DOE phân tích báo cáo năm 2006 khu vực sản xuất dầu đất liền bờ vịnh tỉnh dầu mỏ trưởng thành sản xuất mà suy giảm Các khu vực đất liền bờ biển vùng Vịnh bao gồm Alabama, Florida, Louisiana Mississippi, khu vực mà có lúc vùng sản xuất dầu khí đất liền lớn Theo báo cáo khu vực có vốn cung cấp hydrocarbon ban đầu dài 44 tỷ thùng gần 38% phục hồi cách sử dụng lệ thu hồi dầu thông thường Điều có nghĩa gần 28 tỷ thùng dầu bị bỏ lại đằng sau đất bị mắc kẹt, tạo thành mục tiêu lớn cho việc áp dụng hồi dầu tăng cường (EOR) phương pháp Bản báo cáo xác định thêm 1,8-4100000000 thùng mà kỹ thuật phục hồi từ tổng số 159 hồ chứa nước, chiếm khoảng 60% tổng số hồ chứa khu vực đất liền Gulf Coast, thông qua việc áp dụng phương pháp EOR CO2 dựa Và phân bố hồ chứa dầu khu vực đất liền bờ biển vùng Vịnh bao gồm báo cáo nguồn tài nguyên dầu mà kỹ thuật thu hồi sử dụng CO2-EOR trình bày Bảng (từ báo cáo phân tích lưu vực DOE 2006) Các hồ chứa sàng lọc dựa năm tiêu chí quan trọng, cụ thể hồ sâu, trọng lực dầu, áp suất vỉa, nhiệt độ hồ chứa, thành phần dầu Những thông số sử dụng để ước tính áp lực trộn lẫn tối thiểu hồ chứa để xem xét cho trình CO2-EOR thể trộn người không đáp ứng tiêu chuẩn áp lực trộn lẫn tối thiểu xem xét ứng dụng CO2-EOR immiscible In the current study, an economic analysis will be executed concerning the application of a selected CO 2-EOR method in an actual Northern Louisiana field, which will be identified in the remainder of the report as the BH field The CO 2EOR process in question is the Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) process which was developed at and patented by the Louisiana State University (LSU) Recently, the process was picked up by a small independent oil company out of Alabama for application in one of their assets located in Northeastern Louisiana They had decided early on in the project’s feasibility study to only implement the GAGD process in one part, or pod, of the reservoir which had been waterflooded prior to abandonment Currently, the project is in the latter stages of facilities development and will hopefully prove the success of GAGD/CO2-EOR application For the development of the cost model various vendors, CO 2-suppliers and independent operators were contacted to come up with an as close to complete economic cost picture that would be applicable to a small EOR project in Northern Louisiana The economic analysis was done as a sensitivity study using Crystal Ball by assigning a probabilistic model to those variables that were thought to have a great deal of uncertainty inherent in them and influence on the profitability of the project, such as the oil price, the royalty rate, the production scheme, the expensed capital investments and the cost of acquiring CO2 Trong nghiên cứu, phân tích kinh tế thực liên quan đến việc áp dụng phương pháp CO2-EOR chọn lĩnh vực Bắc Louisiana thực tế, mà xác định phần lại báo cáo lĩnh vực BH Quá trình CO2 EOR câu hỏi Gas-Assisted Trọng lực nước (GAGD) q trình phát triển cấp sáng chế Đại học bang Louisiana (LSU) Gần đây, trình chọn công ty dầu nhỏ độc lập khỏi Alabama để áp dụng vào tài sản họ nằm Đông Bắc Louisiana Họ định sớm nghiên cứu tính khả thi dự án thực trình GAGD phần, pod, hồ chứa waterflooded trước bị bỏ rơi Hiện nay, dự án giai đoạn sau phát triển sở vật chất hy vọng chứng minh thành công ứng dụng GAGD / CO2-EOR Đối với phát triển mơ hình chi phí nhà cung cấp khác nhau, CO2-nhà cung cấp nhà khai thác độc lập liên hệ để đến với gần hồn thành tranh chi phí kinh tế mà áp dụng cho dự án EOR nhỏ phía Bắc Louisiana Phân tích kinh tế thực nghiên cứu nhạy cảm sử dụng Crystal Ball cách gán mơ hình xác suất để biến cho có nhiều khơng chắn vốn có họ ảnh hưởng đến lợi nhuận dự án, chẳng hạn giá dầu, tiền quyền tỷ lệ, phương án sản xuất, khoản đầu tư vốn vào chi phí chi phí mua CO2 The Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process The development of the GAGD process at LSU (Rao et al., 2004) resulted in a patent application on the process and a field implementation by an independent oil company The design of the GAGD process was meant to overcome the shortcomings of the traditionally implemented Water Alternating Gas (WAG) process In the WAG process a water slug is injected to improve the sweep efficiency of gas injection by using water to control the mobility of the injected gas and thus the displacement, and to stabilize the front as stated by Christensen et al (2001) In their 2001 review of 59 field applications of the WAG process they have identified an average incremental increase of 5-10% with 14 of the fields reported having problems with gravity overriding This is caused by the difference in density between the injected and reservoir fluids causing the gas to preferentially rise to the top and the water to sink towards the bottom of the payzone as is illustrated in Figure 2, instead of the ideally envisioned stabilized piston-like displacement (Figure 1) The GAGD process uses the natural tendency of the gas to rise to the top and the descent of the injected water to the bottom by injecting gas into the reservoir using (existing) vertical wells and producing fluids from horizontal wells placed near the bottom of the payzone near and above the oil-water contact (Figure 3) As the gas rises it forms a gas cap at the top of the reservoir thus displacing and draining oil and water to the horizontal producers at the bottom The use of horizontal producers increases the areal exposure to the reservoir thus leading to an increased well productivity Sự phát triển trình GAGD LSU (Rao et al., 2004) dẫn đến ứng dụng sáng chế quy trình thực lĩnh vực công ty dầu độc lập Các thiết kế q trình GAGD có nghĩa để khắc phục thiếu sót thực truyền thống nước Xen kẽ Gas (WAG) trình Trong trình WAG sên nước bơm để nâng cao hiệu quét phun khí cách sử dụng nước để kiểm sốt di chuyển khí tiêm việc di dời, để ổn định trước nói Christensen et al (2001) Năm 2001 đánh giá họ 59 ứng dụng thực tế quy trình WAG họ xác định gia tăng gia tăng trung bình 5-10% với 14 trường báo cáo có vấn đề với trọng lực trọng Điều khác biệt mật độ tiêm chất lỏng chứa gây khí để ưu tiên tăng lên nước chìm phía payzone minh họa hình 2, thay lý tưởng hình dung ổn định piston giống chuyển (Hình 1) Quá trình GAGD sử dụng xu hướng tự nhiên khí tăng lên đến đỉnh hậu duệ nước bơm vào phía cách tiêm gas vào bồn chứa dùng nước giếng thẳng đứng (hiện có) sản xuất chất lỏng từ giếng ngang đặt gần payzone gần tiếp xúc dầu-nước (Hình 3) Khi khí mọc, tạo thành nắp xăng đầu hồ chứa thay xả dầu nước cho người sản xuất ngang phía Việc sử dụng nhà sản xuất ngang làm tăng tiếp xúc với dày đặc hồ chứa dẫn SPE đến suất tăng lên The Field Application of GAGD The process of implementing the GAGD process in the field commenced in the second half of 2005 with a screening of two possible field options Out of this screening the BH field emerged as the most likely candidate for GAGD application It is a previously waterflooded reservoir that had been shut in since 1972 The BH field is located in the Northeastern part of Louisiana and is a compartmentalized sandstone reservoir It consists of four main units, or pods, of which one was selected for initial implementation of GAGD based on favorable geological criteria After the end of waterflooding it was estimated that the remaining reserves totaled about 4.7 million stocktank barrels The optimization process was divided in the following parts: Quá trình thực trình GAGD lĩnh vực bắt đầu nửa thứ hai năm 2005 với buổi chiếu hai lựa chọn lĩnh vực Trong số sàng lọc lĩnh vực BH lên ứng cử viên sáng giá cho ứng dụng GAGD Nó hồ chứa waterflooded trước phải đóng cửa từ năm 1972 Các lĩnh vực BH nằm phía Đơng Bắc Louisiana sa thạch chứa compartmentalized Nó bao gồm bốn đơn vị chính, vỏ quả, chọn để thực ban đầu GAGD dựa tiêu chí địa chất thuận lợi Sau kết thúc waterflooding ước tính có trữ lượng cịn lại đạt khoảng 4,7 triệu thùng stocktank Q trình tối ưu hóa chia thành phần sau đây: • Reservoir characterization – the reservoir characterization phase consisted of building a reservoir model based on the available geological data, such as well logs and reservoir maps The appropriate fluid behavior model was also based on as much actual reservoir data as was available at the time This data consisted of actual reservoir fluids, oil and brine, and historical production data that was used for history matching purposes after which a forecast of the surface oil production rate was achieved using different CO2 injection rates and well configurations.( • Hồ chứa đặc tính - giai đoạn đặc tính hồ chứa gồm việc xây dựng mơ hình hồ chứa dựa liệu địa chất có sẵn, chẳng hạn ghi tốt đồ chứa Mô hình hành vi chất lỏng thích hợp dựa liệu chứa nhiều thực tế có sẵn thời điểm Những thơng tin bao gồm chất lỏng thực tế hồ chứa, dầu nước muối, liệu sản xuất lịch sử sử dụng cho mục đích lịch sử phù hợp sau dự báo tốc độ sản xuất dầu bề mặt đạt cách sử dụng tỷ lệ tiêm CO2 cấu hình khác nhau.) • Optimization of production design – in the optimization stage of the production design various operational parameters were changed to assess their effect on the ultimate recovery Among those parameters were the number of injector/producer well pairs, the location of the well pairs, the location of the horizontal producers above the oil-water contact, the CO2 injection rates, the production rates and the lag time in between the start of injection and production.( • Tối ưu hóa thiết kế sản xuất - giai đoạn tối ưu hóa sản xuất thiết kế thông số hoạt động khác thay đổi để đánh giá hiệu họ vào hồi phục cuối Trong số người tham số số cặp tiêm / sản xuất, vị trí cặp tốt, vị trí nhà sản xuất ngang phía tiếp xúc dầu-nước, tỷ lệ tiêm CO2, tỷ lệ sản xuất thời gian trễ đầu tiêm sản xuất.) As a result of the production design optimization it was decided that two injector/producer well pairs would be used in the selected locations as is illustrated in Figure Both injection wells, G and G1, had a total vertical depth of 8700 ft, while the horizontal wells’ vertical section also reached a depth of 8700 ft The horizontal sections of the production wells, H and H1, each had a length of about 1200 ft The optimal combination of CO injection rate and surface production rate can be deduced from Table and Figure which show an overview of the effect of varying both parameters on the incremental oil recovery over the waterflood recovery baseline, expressed as %OOIP (percentage of original oil in place) and %ROIP (percentage of residual oil in place, i.e left behind in the reservoir after waterflood) In the field application of GAGD there are many possible sources for acquiring the required CO In this study it was chosen to source the CO from Denbury Resources Inc (DBI) by tying into the existing North-South running NEJD CO pipeline originating at their CO2 source field Jackson Dome, located near Jackson, Mississippi (see Figure 6) Như kết việc tối ưu hóa thiết kế sản xuất định hai tiêm / cặp sản xuất sử dụng địa điểm lựa chọn minh họa hình Cả hai giếng phun, G G1, có tổng chiều sâu thẳng đứng 8700 ft, phần dọc giếng ngang 'cũng đạt độ sâu 8700 ft Các phần ngang giếng khai thác, H H1, người có chiều dài khoảng 1200 ft Sự kết hợp tối ưu tỷ lệ tiêm CO2 tỷ lệ sản xuất bề mặt suy từ Bảng Hình thể nhìn tổng quan hiệu việc thay đổi thông số việc thu hồi dầu tăng đường sở phục hồi waterflood, thể hiện% OOIP (tỷ lệ phần trăm dầu gốc chỗ) và% ROIP (tỷ lệ dầu lại chỗ, tức bỏ lại phía sau hồ sau waterflood) Trong lĩnh vực ứng dụng GAGD có nhiều nguồn cho thu thập CO2 cần thiết Trong nghiên cứu lựa chọn để nguồn CO2 từ Denbury Resources Inc (DBI) cách buộc vào Bắc-Nam chạy NEJD đường ống CO2 có nguồn gốc lĩnh vực nguồn CO2 họ Jackson Dome, nằm gần Jackson, Mississippi (xem Hình 6) The optimization phase was followed by a confidential economic analysis done in-house by the oil company shortly after which field preparations commenced The aim of this paper is to conduct our own economic analysis regarding the GAGD application in the BH field utilizing as much current data and the appropriate fiscal terms that are applicable in Northeastern Louisiana Các giai đoạn tối ưu hóa theo sau phân tích kinh tế bí mật thực nhà cơng ty dầu khí sau chuẩn bị trường bắt đầu Mục đích viết để tiến hành phân tích kinh tế việc áp dụng GAGD lĩnh vực BH sử dụng nhiều liệu hành điều khoản tài thích hợp áp dụng Đơng Bắc Louisiana 3 SPE Methodology Putting Together the Appropriate Cost Model For this study a GAGD cost model was constructed that was as detailed and up to date as possible To this end, various professionals in the field of petroleum field development were consulted to gather the most applicable cost elements to be included in the cost model The cost model was part of the overall cash flow analysis that was implemented in order to evaluate the economic performance of the field implementation of GAGD The cash flow analysis is a reflection of the petroleum fiscal regime or system (PFS) that applies to Northern Louisiana In essence it is a concessionary fiscal system, otherwise known as a royalty/tax system, a reference to the two most obvious elements of the PFS Under this PFS private ownership of the resources is allowed through the transfer of rights to the contractor (the contractor bears all the risks and most of the rewards) and the payment of bonuses, royalties and taxes to the state and/or federal government The most important payment-related components in a royalty/tax system are: Trong nghiên cứu mơ hình chi phí GAGD xây dựng mà chi tiết cập nhật Để kết thúc này, chuyên gia khác lĩnh vực phát triển mỏ dầu khí tham vấn để thu thập yếu tố chi phí áp dụng nhiều để bao gồm mơ hình chi phí Các mơ hình chi phí phần phân tích dịng tiền tổng thể thực nhằm đánh giá hiệu kinh tế việc thực lĩnh vực GAGD Các phân tích dịng tiền mặt phản ánh chế độ tài dầu khí hệ thống (PFS) áp dụng cho Bắc Louisiana Về chất hệ thống tài ưu đãi, đến hệ thống tiền quyền / thuế, tham chiếu đến hai yếu tố rõ ràng PFS Dưới PFS sở hữu tư nhân nguồn tài nguyên phép thông qua việc chuyển nhượng quyền cho nhà thầu (các nhà thầu phải chịu rủi ro hầu hết phần thưởng) toán tiền thưởng, tiền quyền loại thuế cho phủ tiểu bang / liên bang Các thành phần toán liên quan đến quan trọng hệ thống tiền quyền / thuế là: Royalty – usually a percentage of the gross revenue Additional deductions – these are taken out of the net revenue after royalty and are comprised of the operating costs (OPEX) and the capital expenditures (CAPEX), including depreciation, depletion and amortization allowances and tangible and intangible drilling costs Taxation – deducted from the net revenue after royalty and fiscal deductions, encompassing state and/or local taxes and federal income tax Nhuận bút - thường tỷ lệ phần trăm tổng doanh thu khấu trừ bổ sung - thực doanh thu sau thuế tài nguyên bao gồm chi phí vận hành (OPEX) chi phí vốn (CAPEX), bao gồm khấu hao, cạn kiệt khoản phụ cấp khấu hao chi phí khoan hữu hình vơ hình Thuế - trích từ doanh thu sau thuế tài nguyên khoản khấu trừ tài chính, nhà nước bao gồm / thuế địa phương thuế thu nhập liên bang The various components are illustrated in the flow chart depicting the PFS in Northern Louisiana (Figure 7) A cash flow analysis involves the calculation of the net cash flow, i.e “the summation of all revenues, expenses, taxes and investments on a year-by-year basis” (Iledare, 2001) according to the following formula: Các thành phần khác minh họa biểu đồ dịng miêu tả PFS Bắc Louisiana (Hình 7) Một phân tích dịng tiền liên quan đến việc tính tốn dịng tiền rịng, tức "tổng tất khoản thu, chi phí, thuế khoản đầu tư sở năm-by-năm" (Iledare, 2001) theo công thức sau đây: NCFt = GRt − ROYt − CAPEXt − OPEXt − BONUSt −TAXt − OTHERt…………………………………………………… (1) , where: • NCFt = After-tax net cash flow in year t; • GRt = Gross revenues in year t; • ROYt = Total royalties paid in year t; • OPEXt = Total operating expenditures in year t; • BONUSt = Bonus paid in year t; • CAPEXt = Total capital expenditures in year t; • TAXt = Total taxes paid in year t; • OTHERt = Other costs paid in year t In order to account for the time value of money the calculated cash flows were discounted using the appropriate discount factor that is reflective of the corporate cost of capital The summation of the net cash flow is referred to as the net present value and for a specific field, F, and given the specific fiscal regime, f, can be calculated as: ( ) PVk F, ƒ = ∑ N¢Ft ……………………….…………………………………………………………………………… (2) t=1 (1+D) t—1 , where: • D = Discount factor Cost Model This section outlines how the capital and operating expenditures were determined and applied to the cost model Capital Expenditure (CAPEX): Capital Expenditure, CAPEX, is a one-off cost usually incurred at the beginning of a project (also referred to as a front-end cost prior to production) During implementation of the GAGD process CAPEX would be generated from the drilling of two vertical and two horizontal wells as well as the installation of the facilities required to run the process and a 20 mile pipeline The costs of well drilling and completions are based on a study of Louisiana Wellbore Completions Schematics and Formation tops by Dr Don Goddard (Goddard, 2006) Using the chart of average drilling cost per foot in Figure the intangible cost of drilling a vertical well can be inferred In addition, the Authorization for Expenditure (AFE) costs tables (Figure 9) of a 5000’ and a 10000’ well contained in the report (Goddard, 2006), were used to extrapolate the tangible cost of drilling an 8700’ well Therefore, two 8770’ vertical injection wells should cost about $5 million, and two 8650’ horizontal producing wells should cost about $8 million including completions, hence a total of $12 million in drilling cost Chi phí vốn, CAPEX, chi phí một-off thường phát sinh vào đầu dự án (cịn gọi chi phí đầu cuối trước sản xuất) Trong thời gian thực quy trình CAPEX GAGD tạo từ khoan hai chiều dọc hai giếng ngang việc cài đặt phương tiện cần thiết để chạy trình đường ống 20 dặm Các chi phí giếng khoan hồn tất dựa nghiên cứu Louisiana Wellbore hoàn Schematics hình thành Tiến sĩ Don Goddard (Goddard, 2006) Sử dụng biểu đồ chi phí khoan trung bình chân hình chi phí vơ hình khoan giếng thẳng đứng suy Ngồi ra, Uỷ quyền cho Chi (AFE) chi phí bảng (Hình 9) 5000 'và 10000' chứa đựng báo cáo (Goddard, 2006), sử dụng để ngoại suy chi phí hữu hình khoan 8700 'tốt Vì vậy, hai 8770 'giếng dọc tiêm nên có giá khoảng $ triệu, hai 8650' giếng sản xuất ngang phí khoảng $ 8.000.000 có hồn tất, tổng cộng $ 12 triệu chi phí khoan After the wells are drilled and completed, the facilities needed to carry out the process must be installed or built This operation would be considered of a small size compared to the large 10 to 30-well gas flooding operations, therefore the facilities costs would be a fraction of a large-sized operation The equipment needed is: two compressors, an engine, heat exchangers, separator, pulsation dampeners, and a concrete structure to house them To find their cost we contacted DresserRand Inc in Baton Rouge, LA, and one of their salesmen, Mr Fisher, quoted us $1.5 million for the compression equipment Mr Dan Nelson of Compressor System Inc gave us a cost estimate of $5 million dollars to build a facility with all the above equipments Therefore, the facilities added $5 million to the aggregate CAPEX cost Lastly, to estimate the cost of constructing a pipeline from the source of CO to the BH field we used the chart in Figure 10 which is taken from a natural gas transmission pipeline cost analysis study (Parker, 2004) The distance from the delivery point of CO is 10 miles plus a safety factor of two to account for the meandering involved in laying a pipeline (e.g avoiding large structures or sensitive areas), hence the envisioned 20 miles of pipeline Using these natural gas transmission pipeline costs (Parker, 2000) an estimate cost of laying a inch diameter, 20 mile pipeline can be estimated to be about $4.1million The aggregate CAPEX cost used in the cost model is ultimately estimated to be $21.2 million Sau giếng khoan hoàn thành, phương tiện cần thiết để thực trình phải cài đặt xây dựng Hoạt động xem xét kích thước nhỏ so với lượng lớn 10-30-cũng hoạt động khí ngập lụt, chi phí sở phần nhỏ hoạt động có quy mô lớn Các thiết bị cần thiết là: hai máy nén khí, động cơ, trao đổi nhiệt, phân cách, dampeners pulsation, cấu trúc cụ thể để nhà họ Để tìm chi phí họ, chúng tơi liên lạc với Dresser- Rand Inc Baton Rouge, LA, nhân viên bán hàng họ, ông Fisher, trích dẫn cho $ 1,5 triệu USD cho thiết bị nén Ông Dan Nelson Compressor System Inc cho chúng tơi ước tính chi phí $ triệu la để xây dựng sở với tất thiết bị Do đó, sở thêm $ triệu cho chi phí CAPEX tổng hợp Cuối cùng, để ước tính chi phí xây dựng đường ống dẫn từ nguồn CO2 vào lĩnh vực BH sử dụng biểu đồ Hình 10 lấy từ truyền khí tự nhiên phân tích chi phí đường ống dẫn nghiên cứu (Parker, 2004) Khoảng cách từ điểm giao hàng CO2 10 dặm cộng với hệ số an tồn hai tài khoản cho vịng vo tham gia việc đặt đường ống dẫn (ví dụ tránh cấu trúc lớn khu vực nhạy cảm), mà hình dung 20 dặm đường ống Sử dụng chi phí đường ống dẫn khí tự nhiên (Parker, 2000) chi phí ước tính đặt đường kính inch, 20 dặm đường ống dẫn ước tính khoảng $ 4.1million Các chi phí CAPEX tổng hợp sử dụng mơ hình chi phí cuối ước tính 21.200.000 $ ( ) ( CAPEX = Drilling cost horizontal + rertical wells + Facilities Comgressor + Diesel Engine + Concrete ƒloor structure+Heat exchangers+Segerators+Pulsation Damgener)+20 miles pipeline……………… ……………………………………………………………………………………………….(3) o† ( ) ⁄ CAPEX = × $4 million × × $2.5 million + $5 million + (20 miles × $159,566 mile) = $21.2 million Operating Expenditure (OPEX): OPEX was garnered from the CO cost, and the overhead and maintenance costs The closest CO source to the BH site is the Jackson Dome in Mississippi owned and operated by Denbury Resources Inc According to DBI’s investor’s report, their ⁄ ⁄ current price of CO2 is $0.15 Mcƒ to $0.30 Mcƒ, and since the daily injection volume varies from 0.5 MMscf to MMscf, the daily CO2 cost ranges from $150/day to $1200/day The overhead costs in this model account for the wages of one operator and one mechanic which was estimated to be about $8,000/month Lastly, $50,000 will be allocated each year in anticipated maintenance cost If this sum is not fully used it will be added to the next years maintenance allocation Therefore, the aggregate OPEX cost is estimated to be: OPEX thu hút từ chi phí CO2, chi phí khơng bảo trì Các nguồn CO2 gần gũi với trang web BH Jackson Dome Mississippi thuộc sở hữu điều hành Denbury Resources Inc Theo báo cáo chủ đầu tư DBI, giá họ CO2 $ 0.15/Mcƒ đến $ 0.30/Mcƒ, kể từ khối lượng tiêm hàng ngày thay đổi từ 0,5 MMscf đến MMscf, phạm vi chi phí CO2 hàng ngày từ $ 150 / ngày để $ 1200 / ngày Các chi phí khơng tài khoản mơ hình cho tiền lương nhà điều hành thợ khí ước tính khoảng $ 8.000 / tháng Cuối cùng, $ 50,000 phân bổ hàng năm chi phí bảo trì dự kiến Nếu số tiền không sử dụng đầy đủ bổ sung vào năm phân bổ bảo dưỡng Do đó, chi phí OPEX tổng hợp tính tốn là: ( ) OPEX = CO2cost + OrerMead ogerator + mechanic + Maintainance …… … … … … … … … … … … … … … … (4) OPEX = ( $150 $1200 $4000 /day to /day) + (2 × /month)+ ( $50,000 /year) Royalty and Taxes: According to Veazey & Associates, a local reservoir engineering consulting firm, landowner royalty rates vary and are negotiable Royalties can range from one-eighth (12.5%) to one-third (33.3%), but usually are one-fifth (20%) Louisiana Taxes are generally classified into Severance Taxes and Ad Valorum Taxes For oil, the severance taxes are fixed at 12.5% of the gross value (after royalty and fiscal deductions) Lastly, in our analysis we applied a federal income tax of 20% to 40% on the taxable income Theo Veazey & Associates, công ty tư vấn kỹ thuật hồ địa phương, tỷ lệ tiền quyền sở hữu đất khác thương lượng Thuế tài nguyên từ phần tám (12,5%) đến phần ba (33,3%), thường phần năm (20%) Thuế Louisiana thường phân loại thành Thuế Severance Ad Valorum Thuế Đối với dầu, loại thuế cố định 12,5% tổng giá trị (sau trả tiền quyền khoản trích tài chính) Cuối cùng, phân tích chúng tơi, chúng tơi áp dụng loại thuế thu nhập liên bang từ 20% đến 40% thu nhập chịu thuế Discussion To assess the feasibility of the proposed GAGD filed application economic performance indicators were calculated and used to evaluate this project These were the Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Performance Index (PI) and Growth Rate of Return (GRR) These economic performance indicators were calculated using the following formulas: Để đánh giá tính khả thi đề xuất GAGD nộp đơn số hoạt động kinh tế tính tốn sử dụng để đánh giá dự án Đây giá trị ròng (NPV), nội Tỷ lệ Return (IRR), Performance Index (PI) tốc độ tăng trưởng Return (GRR) Các số hoạt động kinh tế tính tốn cách sử dụng cơng thức sau đây: ∑ • = NPV • PI = n N¢F t t=0 (1+r)t …………………… ………………………………………………………………………………… (2) NPV Tota1 Inrestment …………………………………………………………………………………………………… (5) • • GRR = [PI1/t × (1 + Discount Rate)]— 1……………………………………….…………………………………… (6) IRR – is the value of the discount rate given the specific field, f, and the reigning fiscal regime, F, at which the NPV equals zero: IRR (f, F) = {D | PV ( f ,F) = 0}…………………….……………………………………………….……… (7) The aforementioned equations were coded in an Excel spreadsheet that was used in conjunction with Crystal Ball software to evaluate this project and perform a thorough sensitivity analysis on the effect of selected input variables on the previously mentioned economic performance indicators The selected input variables and their assumed probability distributions are: Các phương trình nói mã hóa bảng tính Excel sử dụng kết hợp với phần mềm Crystal Ball để đánh giá dự án thực phân tích độ nhạy kỹ lưỡng tác động biến đầu vào lựa chọn số hoạt động kinh tế đề cập trước Các biến đầu vào lựa chọn phân bố xác suất giả định họ là: CAPEXexpensed: Triangular distribution – Minimum = 20%, likeliest = 30% & maximum = 40% CO2 Price: Uniform distribution – Minimum = $0.15/Mcf & maximum = $0.30/Mcf Discount Rate: Triangular distribution – Minimum = 5%, likeliest = 10%, & maximum = 20% Oil Price: Lognormal distribution – With a location = $22.74/bbl, mean = $66.30/bbl, & standard deviation = $26.14/bbl The probability distribution of the oil price was based on the historical oil prices of the past years (as downloaded from the Energy Information Administration website) The probability function fitting tool in Crystal Ball was then used to fit the best possible probability distribution function Production Scheme: Discrete Uniform distribution – Minimum = & maximum = 12 In the design optimization stage the application of GAGD was simulated using CMG’s compositional simulator GEM to predict the production profile A total of different CO2 injection rates and different surface oil production rates were used, thus resulting in 12 different production schemes Each scheme was assigned a number from to 12 and coded in such a way that Crystal Ball could access each production profile by sampling from the assigned probability distribution Royalty: Triangular distribution – Minimum = 12.5%, likeliest = 20% & maximum = 33.3% Federal Income Tax (FIT): Triangular distribution – Minimum = 20%, likeliest = 30% & maximum = 40% CAPEXexpensed: phân phối tam giác - tối thiểu = 20%, khả = 30% & tối đa = 40% CO2 Giá: phân phối Uniform - tối thiểu = $ 0.15 / MCF & tối đa = $ 0,30 / MCF Giảm giá: phân phối tam giác - tối thiểu = 5%, nhiều khả = 10%, tối đa = 20% Dầu Giá: phân phối lognormal - Với vị trí = 22,74 $ / thùng, có nghĩa = 66,30 $ / thùng, độ lệch chuẩn = 26,14 $ / thùng Các phân phối xác suất giá dầu tính dựa vào giá dầu lịch sử năm qua (như tải xuống từ trang web thông tin lượng) Các công cụ phù hợp chức xác suất Crystal Ball sau sử dụng để phù hợp với chức phân phối xác suất tốt Sản xuất Đề án: phân phối Uniform rời rạc - tối thiểu = & tối đa = 12 Trong giai đoạn thiết kế tối ưu ứng dụng GAGD mô cách sử dụng thành phần mô GEM CMG dự đốn hồ sơ cá nhân sản xuất Tổng cộng có mức CO2 khác mức sản xuất dầu bề mặt khác sử dụng, kết 12 đề án sản xuất khác Mỗi chương trình gán số từ đến 12 mã hóa cách mà Crystal Ball truy cập vào hồ sơ sản xuất cách lấy mẫu từ phân phối xác suất giao Royalty: phân phối tam giác - tối thiểu = 12,5%, khả = 20% & tối đa = 33,3% Thuế thu nhập liên bang (FIT): phân phối tam giác - tối thiểu = 20%, khả = 30% & tối đa = 40% By using the least and most favorable values for each of the input variables above the range of the economic performance indicators can be attained as tabulated in Table However, these numbers only show two possibilities of the economic performance of the projects Crystal Ball affords the possibility to run a Monte Carlo simulation in which each of the probability distributions of the input variables is randomly sampled at which instance the sampled values are used to calculate the performance indicators of that trial The population of trials resulted in a probability distribution of the economic indicators themselves therefore allowing incorporation of the uncertainty inherent in the parameters in the evaluation of the project The fitted distributions and the characteristic parameters are given in Table Based on the summary table, the mean IRR is very favorable (126%) and is substantially higher than the traditionally accepted corporate discount rate of 10% Compared to the other three parameters, the GRR has the least variability as reflected by its coefficient of variability, whereas the other three vary similarly compared amongst one another A thorough sensitivity analysis was also performed using Crystal Ball, and as shown in the sensitivity charts (tornado charts) in Figure 11, the oil price contributed the most to the variability in the data In addition, the NPV is also sensitive to the discount rate, with the other three parameters showing more sensitivity to CAPEXexpensed than the discount rate, with the exception of IRR Bằng cách sử dụng giá trị thuận lợi cho biến đầu vào phạm vi số hoạt động kinh tế đạt trình bày Bảng Tuy nhiên, số hiển thị hai khả hoạt động kinh tế dự án Crystal Ball dành khả để chạy mơ Monte Carlo phân bố xác suất biến đầu vào lấy mẫu ngẫu nhiên trường hợp đó, giá trị lấy mẫu sử dụng để tính tốn số thực phiên tòa Dân số thử nghiệm kết phân bố xác suất số kinh tế tự cho phép kết hợp không chắn vốn có thơng số đánh giá dự án Các phân phối trang bị thông số đặc trưng đưa Bảng Căn vào bảng tóm tắt, IRR trung bình thuận lợi (126%) cao đáng kể so với tỷ lệ chiết khấu công ty truyền thống chấp nhận 10% So với ba thông số khác, GRR có thay đổi phản ánh hệ số biến đổi, ba người thay đổi tương tự so sánh khác Một phân tích độ nhạy kỹ lưỡng thực cách sử dụng Crystal Ball, thể bảng xếp hạng độ nhạy (bảng xếp hạng tornado) hình 11, giá dầu đóng góp nhiều cho thay đổi liệu Ngoài ra, NPV nhạy cảm với lãi suất chiết khấu, với ba thông số khác cho thấy nhạy cảm để CAPEXexpensed lãi suất chiết khấu, với ngoại lệ IRR Conclusions In this study an economic evaluation of the application of GAGD in the BH field was conducted A cash flow model was designed which contained all the elements of Louisiana’s concessionary PFS and the most current cost data as provided to us by industry professionals After coding all the pertinent cash flow equations in Excel a Monte Carlo simulation was performed using Crystal Ball to assess the effect of each of the selected input variables, such as the production scheme, the expensed CAPEX, the price of oil and CO 2, the discount, royalty and tax rate, on the economic performance indicators The simulation study showed that the implementation of GAGD has a high probability of being economic given the current economic conditions based on the selected economic performance indicators IRR, NPV, GRR and PI Trong nghiên cứu đánh giá kinh tế ứng dụng GAGD lĩnh vực BH tiến hành Một mơ hình dịng tiền thiết kế có tất yếu tố ưu đãi PFS Louisiana liệu chi phí hầu hết cung cấp cho chuyên gia ngành công nghiệp Sau mã hóa tất phương trình dịng chảy tiền mặt cần thiết Excel mô Monte Carlo thực cách sử dụng Crystal Ball để đánh giá hiệu biến đầu vào lựa chọn, chẳng hạn chương trình sản xuất, CAPEX vào chi phí, giá dầu khí CO2, giảm giá , thuế tài nguyên thuế suất, số hoạt động kinh tế Các nghiên cứu mô cho thấy việc thực GAGD có xác suất cao kinh tế đưa điều kiện kinh tế dựa số hoạt động kinh tế lựa chọn IRR, NPV, GRR PI 10 11 12 References “Basin Oriented Strategies for CO2 Enhanced Oil Recovery: Onshore Gulf Coast,” report prepared by Advanced Resources International for the Department of Energy, February 2006, downloaded on 5/10/2009 from http://www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/publications/eor_co2/Gulf_Coast_CO2-EOR_Report_web.pdf Chidsey, T.C., Jr., Eby, D.E., “Major Oil Plays in Utah and Vicinity,” quarterly technical report to the DOE under Contract No DE-FC26-02NT15133, Tulsa, OK, 2008 Christensen, J.R., Stenby, E.H., and Skauge, A., “Review of WAG Field Experience,” SPEREE, vol 4, no 2, pp 97-106, 2001 Compressor Systems Inc., Dan Nelson 432-563-1170 D.A Goddard, “Louisiana Wellbore Schematics and Formation Tops,” Center for Energy Studies, Louisiana State University, Baton Rouge, LA, 2006 Denbury Resources Inc., “May 7th 2009 Corporate Investor’s Presentation,” downloaded on May 9, 2009 from: http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=72374&p=irol-presentations Dresser-Rand Company, Baton Rouge Sales Representative Mr Fisher, 225-273-7313 Iledare, O.O., “Analyzing the Impact of Petroleum Fiscal Arrangements and Contract Terms on Petroleum E&P Economics,” SPE 88969, presented at Nigeria Annual International Conference and Exhibition, 2‐4 August 2004, Abuja, Nigeria Kinder Morgan Inc, CO2 Marketing manager Doug McMurrey, 713-369-9159 Kulkarni, M M., Rao, D.N., “Is Gravity Drainage an Effective Alternative to WAG?,” presented at the AIChE Annual Meeting, Austin, TX, November 7-12, 2004 Parker, N C., “Using Natural Gas Transmission Pipeline Costs to Estimate Hydrogen Pipeline Costs,” Institute of Transportation Studies, University of California, Davis, CA, 2004 Rao, D.N., Ayirala, S.C., Kulkarni, M.M., and Sharma, A.P., “Development of Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process for Improved Light Oil Recovery,” SPE 89357 presented at SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 17-21 April 2004, Tulsa, Oklahoma 13 Veazey and Associates, Louisiana Oil and Gas consultants Mike Veazey & Jim Veazey, 225-7651914 Table 1: Overview of the Majority of the Onshore Gulf Coast Region’s Oil Reservoirs (2006 DOE report) No of Reservoirs OOIP (Billions Bbls) Cumulative Recovery/Reserves (Billion Bbls) 178 34 20 239 n/a 20.4 3.0 1.1 1.3 25.8 44.4 7.9 1.0 0.4 0.6 9.9 16.9 Major Oil Reservoirs Louisiana Mississippi Alabama Florida Database Total Regional Total ROIP (Billion Bbls) 12.5 2.0 0.7 0.7 15.9 27.6 Table 2: Portion of the Onshore Gulf Coast Region’s Oil Reservoirs Suitable for CO2-EOR (2006 DOE report) Region Louisiana Mississippi Alabama Florida Total No of Reservoirs 128 20 5 158 Cumulative Recovery/Reserves (Billion Bbls) 6.7 0.7 0.3 0.5 8.2 OOIP (Billions Bbls) 16.1 1.9 0.8 1.3 20.1 ROIP (Billion Bbls) 9.4 1.2 0.5 0.8 11.9 Table 3: Overview of the Simulation Study Gas injection rate STO Production Rate (BPD/well) 500 750 1000 1250 0.5 MMSCFD/well MMSCFD/well MMSCFD/well Incremental Recovery (%OOIP) Incremental Recovery (%ROIP) Incremental Recovery (%OOIP) Incremental Recovery (%ROIP) Incremental Recovery (%OOIP) Incremental Recovery (%ROIP) 36.46 36.75 36.82 36.80 49.17 49.55 49.65 49.62 37.76 37.82 37.83 37.87 50.92 51.01 51.02 51.07 39.77 39.38 39.15 39.18 53.63 53.10 52.79 52.83 Table 4: Range of the Economic Indicators Economic Indicators NPV Least Favorable Most Favorable ‐$1,117,719 $29,232,663 IRR 12% 181% PI 0.7 7.9 GRR 16% 39% Table 5: Fitted Distributions using Crystal Ball Statistics Trials Fitted Distribution Mean Median Standard Deviation Variance Skewness Kurtosis Coeff of Variability Minimum Maximum Range Width Mean Std Error Forecast: GRR Forecast: IRR Forecast: NPV Forecast: PI 1,000 1,000 1,000 1,000 Gamma Gamma Lognormal Lognormal 35.5% 35.0% 126% 112% 33,330,991 28,280,163 6.4 5.5 7.2% 65% 20,929,539 3.6 0.5% 0.5212 3.45 43% 1.73 8.51 4.38E+14 2.46 13.91 12.7 2.51 14.38 0.2030 0.5165 0.6279 0.5572 18.1% 66.9% 30% 573% 3,802,088 191,450,613 1.6 35.8 48.8% 543% 187,648,526 34.2 0.2% 2% 661,850 0.1 Figure 1: Schematic Drawing of the Idealized Water Alternating Gas (WAG) Process (Chidsey et al., 2008) Gravity Overriding Figure 2: Gravity Overriding Problems during the WAG Process (extracted from web document downloaded on May 7, 2009 from: http://www.ccop.or.th/ppm/document/INWS4/INWS4DOC03c_Norway_GUNNAR.pdf) Figure 3: Schematic Drawing of the Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process (Kulkarni and Rao, 2004) Grid Top (ft) 1962-04-01 K layer: 2,367,000 2,368,000 2,369,000 2,370,000 2,371,000 2,372,000 2,373,000 2,374,000 2,375,000 2,376,000 2,377,000 2,378,000 File: 0.5m m scf_1000bpd_ User: wpaidi1 Date: 5/7/2009 Scale: 1:22771 Y/X: 1.00:1 Axis Units: ft 8,710 H 8,701 G 8,692 8,683 8,674 8,665 8,656 G1 8,647 8,638 H1 0.00 0.25 0.50 8,629 0.00 8,620 0.75 0.25 0.50 0.75 1.00 k 2,367,000 2,368,000 2,369,000 2,370,000 2,371,000 2,372,000 2,373,000 2,374,000 2,375,000 2,376,000 2,377,000 2,378,000 49 00 495 00 494 00 493 00 49 00 49 00 490 00 489 00 488 00 48 00 486 00 488 00 489 00 49 00 49 00 492 00 493 00 494 00 00 49 00 496 00 1.00 m ile m Figure 4: Areal (Top) and Three-Dimensional (Bottom) View of the Selected BH Pod (From confidential internal report) SPE Figure 5: Graph of the Effect of Varying Gas Injection and Surface Oil Rate on Incremental Recovery General location of BH field Figure 6: Location, Source and Origin of CO2 to be used (from online presentation downloaded on May 9, 2009 from: http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=72374&p=irol-presentations) PROJECT Net Revenue (After Royalty) CONTRACTOR SHARE Gross Revenue ($/STB x STB) Royalty (% of Gross) Gross Revenue (After Royalty) Net Revenue (After Royalty) Deductions CAPEX, OPEX Deductions CAPEX, OPEX GOVERNME NT Taxable Income LA Severance Tax LA Severance Tax Federal Income Tax Federal Income Tax Federal Income Tax Contractor Net Cash Flow Royalty Government Net Cash Flow Taxable Income After Severance Tax Figure 7: Flow Chart of Northern Louisiana PFS Components LA Severance Tax SPE Figure 8: Graph of Average North Louisiana Drilling Cost per Foot (After Goddard, 2006) Figure 9: Example AFE for a 5000’ Well (After Goddard, 2006) C o s t p e r Pipeline total cost per mile 2,000,000 1,800,000 1,600,000 1,400,000 1,200,000 1,000,000 800,000 600,000 400,000 200,000 0 10 12 14 16 18 Pipeline length (miles) 4" Pipeline 4" diameter pipe y = ‐2E+05ln(x) + 758707 R² = 0.3126 Figure 10: Plot of the Total Cost of Pipeline Construction per Mile – 4” Diameter (After Parker, 2004) Figure 11: Compilation of Sensitivity Charts