Проппанты.

Нагнетание в пласт проппантов при проведении работ по гидравлическому разрыву необходимо для поддержания разрыва в открытом состоянии.

Ключевыми факторами при оценке являются такие, как напряжение замыкания, прочность породы, а также свойства самого проппанта.

Блоциды.

Бактерицидные соединения используют для борьбы с микроорганизмами, к числу которых относят бактерии, восстанавливающих серу, слизеобразующие бактерии, а также водоросли. Микроорганизмы и продукты их метаболизма разлагают и разрушают рабочие жидкости для ГРП.

Добавки для уменьшения потерь жидкости.

Геометрия разрыва зависит от нескольких параметров, одним из которых является степень потери жидкости. Для создания приемлемого проникновения разрыва в проницаемую породу часть требуется специальные добавки, которые позволяют контролировать утечки. При выборе подходящих добавок следует учитывать размер частиц продукта, его растворимость, а также возможные повреждения слоя проппанта и нарушение проводимости.

Добавки для уменьшения трения.

Снижающие трения добавки обычно представляют собой эмульсии высокомолекулярных полимеров акриломида в нефти. Они могут частично гидролизоваться и реагировать с другими химикатами с образованием катионов и анионов. Эффективно используются для уменьшения давления трения во всех типах жидкости, от кислот до углеводородов. Уменьшение давления трения достигает 80%.

Пенообразующие добавки.

Пена - дисперсная система жидкости и газа, с газом как внутренней фазой и жидкостью как внешней фазой. Пласты с низким давлением очень часто медленно обрабатываются и может быть возникнуть необходимость применять свабирование скважины. Вспененные жидкости гидроразрыва - предлагаемое решение этой проблемы. Пена имеет низкое содержание жидкости, демонстрирует отличные результаты по управлению фильтрацией и лучшее течение из скважины, благодаря расширению газовой фазы. Основной жидкостью может быть вода, кислота, водный раствор метанола, дизтопливо, керосин или сырая нефть. HGA-37 - желатинизирующий агент для дизельного топлива, керосина или сырой нефти, стабильный при температуре до 149°С. Используются дозировки 6 - 20 л/мі углеводородов. HGA-48 - активатор гелеобразования для жидкостей на основе нефти. Он работает в некоторых сырых нефтях и в очищенных углеводородах.

3.9 План проведения ГРП

План проведения ГРП.

1. Заглушить скважину.

2. Провести ПГИ для определения состояния эксплуатационной колонны и профиля притока.

3. Произвести скребкование и промывку.

4. Установить устьевую головку для ГРП.

5. Спустить пакер на НКТ 89 и распакеровать его.

6. Опрессовать затрубное пространство на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

7. Подготовить площадку и разместить оборудование для ГРП.

8. Произвести ГРП.

ГРП должно проводиться только в светлое время суток. Руководителем ГРП проводится инструктаж по безопасному ведению работ, включающий:

· Порядок проведения опрессовки нагнетательной линии.

· Порядок работы при ГРП, проектные параметры ГРП.

· Вопросы пожарной безопасности.

· Порядок действий при аварийной ситуации, пожаре.

· Указание путей эвакуации людей и техники при чрезвычайной ситуации.

· Сообщение количества присутствующих на ГРП людей.

· Уточнение расположения рабочих мест и ответственность за объекты.

· Уточнение возникающих вопросов.

3.10 Заключительные работы по ГРП и освоение

После проведения операции ГРП бригада КРС монтирует станок и все бригадное хозяйство для выполнения следующих операций:

1. Подъем пакера СНКТ 89Ч5.5.

Сама операция по подъему пакера не отличается от стандартной операции по подъему пакеров, за исключением, если ГРП прошел с осложнениями и в НКТ оставлен проппант. В этом случае устье переоборудуется по специальной схеме и вымыв проппанта осуществляется с помощью НКТ 48Ч5.5, спускаемой внутрь НКТ 89Ч5.5.

Срыв пакера осуществляется при нагрузке 3-5 тонн выше собственного веса. Перед срывом пакера с помощью партии ПГИ осуществляется отбивка забоя на предмет определения наличия проппанта в НКТ, интервале перфорации, зумпфе скважины.

2. В случае оставления проппанта в зумпфе скважины и интервале перфорации бригада КРС приступает к нормализации забоя после извлечения пакера ГРП. Для этого в скважину спускается компоновка: пикодолото, бурильные трубы, с вращающимся ротором и промывкой, двумя агрегатами ЦА-320 проппант вымывается на поверхность.

3. После нормализации забоя бригада КРС производит спуск лифта из НКТ 75Ч5.5, оборудованный забойной воронкой на глубине 2000 метров. С помощью сваба из скважины отбирается объем, равный объему скважины, плюс объем гидроразрыва.

После вызова притока производится запись притока и данные о дебите скважины с целью определения типа спускаемого оборудования.

Информация о профиле притока , может быть получена с помощью битометрических исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером для добывающих и расходомеров для нагнетательных скважин. При перемещении таково прибора вдоль в скрытого интервала скважин получается информация о распределении интенсивности притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта. Кроме того, снимаются данные о дебите скважины, на основании которых производится подбор компоновки оборудования.

К технологическим факторам, вызывающим резкое уменьшение дебита и коэффициента продуктивности скважин в первые несколько месяцев после ГРП следует отнести вынос проппанта. Пуск скважины в работу после ГРП с наибольшими дебитами и депрессиями влечет за собой большой вынос проппанта из трещин в пласте. В результате снижается раскрытность трещин, причем вероятнее всего в непосредственной близости и эксплуатационной колоне. Со временем образуется трещина. заполненная проппантом, горизонтальное сечение которого представляет форму овала. В результате пропускная способность трещины вблизи эксплуатационной колоны ниже, чем вдали от неё, что и характеризует пологое падение коэффициента продуктивности на 2 участке.

Одним из выходов для решения данной проблемы является «щадящий» вывод на режим и последующая эксплуатация скважин после ГРП. Под этим подразумевается эксплуатация скважин в начальный момент при динамическом уровне не ниже 1000м. Снижение депрессии на пласт, и как следствие - значительное снижение выноса проппанта из пласта позволит снизить износ рабочих поверхностей погруженного оборудования.

3.11 Техника и оборудование применяемые при ГРП

К технике ГРП относятся: насосная установка УН1-630х700А (4АН-700), пескосмесительный агрегат 4ПА и установка пескосмесительная УСП-50, автоцистерны ЦР-20 и АЦПП-21-5523А, блок манифольда 1БМ-700, арматура устья, НКТ, пакеры и якори.

Установка насосная УН1-630х700А предназначена для нагнетания различных жидкостей при ГРП и состоит из силового агрегата, коробки передач, насоса, трубопровода и системы управления. Оборудование смонтировано на общей раме силового агрегата. Трехплунжерный насос 4Р-700 имеет сменные плунжеры двух типоразмеров, максимальное создаваемое давление до 70 МПа. Приемная линия насосов оборудована двумя выводами с противоположных (боковых) сторон. На напорной линии насоса устанавливается предохранительный клапан. Установкой управляют из кабины автомобиля.

Установки пескосмесительные 4ПА и УСП-50 предназначены для транспортирования песка, приготовления песчаножидкостной смеси и подачи смеси к скважине.

Агрегат 4ПА состоит из бункера и прикрепленных к его стенкам двух пневмовибраторов, загрузочного и рабочего шнеков, камеры гидравлического смешения, смесителя с поплавковым регулятором уровня, приемного и раздаточного коллекторов и центробежного пескового насоса.

Агрегат 4ПА можно обвязать одновременно двумя автоцистернами и четырьмя насосными установками (по две с каждой стороны).

Рис. 3.3. Установка насосная УН1-630х700А.

1 - автошасси КрАЗ-257Б1А; 2 - пост управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка передач ЗКПМ; 5 - зубчатая муфта; 6 - насос 4Р-700; 7 - напорный трубопровод; 8 - вспомогательный трубопровод.



Рис. 3.4. Пескосмесительный агрегат 4ПА.

1 - пульт управления; 2 - аккумулятор; 3 - рабочий шнек; 4 - сварной бункер; 5 - загрузочный шнек; 6 - пневмовибратор; 7, 8 - соответственно приемный и раздаточный коллекторы; 9 - регулятор выдачи сыпучего материала; 10 - рама автошасси КрАЗ-257; 11 - центробежный насос 5ПС-10; 12 - гидросистема.

Автоцистерны ЦР - 20 и АЦПП - 21 - 5523А предназначены для транспортирования неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при ГРП.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при ГРП.

Блок манифольдов смонтирован на шасси автомобиля ЗИЛ - 131 и состоит из напорного и приемно - раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы.

Напорный коллектор высокого давления (до 70 МПа) имеет шесть приемных трубопроводов и два отвода. Каждый приемный трубопровод снабжен обратным клапаном для исключения возможности подачи жидкости к насосной установке, остановленной из-за каких-либо поломок. Условный диаметр подводящих линий 50 мм, отводящих - 100 мм.

Арматура устья 2АУ - 700 предназначена для обвязки устья скважины с насосными установками и позволяют производить спуск и подъем НКТ без нарушения герметизации устья.

Рис. 3.5. Арматура устья 2АУ-700.

1 - манометр; 2 - трубная головка; 3 и 5 - пробковые краны; 4 - устьевая головка.

Пакеры, применяемые для ГРП, предназначены для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления.

Пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий при проведении обработок.

Для ГРП применяют пакеры следующих типов:

ПНМШ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз (ПН), способ посадки и освобождения механический, то есть уплотнение происходит под действием веса колонны труб, шлипсовый.

ПНГК - способ посадки гидравлический, то есть уплотнение и освобождение происходит за счет перепада давлений, сероводородостойкий.

ПНГС - самоуплотняющийся.

Во время ГРП перепад давлений создает усилия, действующие на пакер и стремящиеся вытолкнуть его вверх вместе с колонной труб. Для предотвращения скольжения пакера и разгрузки колонны труб применяются якори.

Якори плашкового типа гидравлического действия ЯПГ выпускаются трех типов для эксплуатационных колонн диаметром 146, 168 и 219 мм.



Заключение

Нефтегазовая залежь АВ1 горизонта Советского месторождения введена в промышленную разработку с 1962 года. Данные запасы относятся к трудноизвлекаемым.

С целью интенсификации разработки и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения производились различные методы воздействия (закачка холодной воды, внутрипластовое горение, горячая закачка воды, горизонтальное бурение а так же гидравлический разрыв пласта).

Наиболее эффективными методами на данный момент являются горячая закачка воды, которая влияет на изменение свойств нефти (вязкости, плотности, содержания смол), горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Однако, если рассматривать горизонтальное бурение, то данный метод является самым дорогим, а горячая закачка воды требует большого развития системы ППД (строительство и изоляция трубопроводов и сети пунктов подогрева). Преимуществом ГРП является то, что данный метод может примениться выборочно на одной или нескольких скважинах, а так же на всей протяженности месторождения.

По этому ГРП при современных рыночных отношениях является одним из самых эффективным, доступным и экономически выгодным. То есть при рассмотрении этих трех критериев данный метод является наиболее выгодным во всех отношениях и, как следствие наиболее целесообразным.

На основании выше изложенного предлагаю более широко применять метод ГРП на скважинах Советского месторождения мелекесского горизонта.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Техника безопасности при проведении ГРП

При гидравлическом разрыве пласта возникают различные аварийные ситуации в процессе подготовительных работ или при собственно разрыве пласта. К основным недостаткам, приводящих к авариям и травматизму, относятся: отклонение обвязки агрегатов и устья скважины от принятых схем, отсутствие средств сигнализации, большие вибрации линий обвязки, шум агрегатов, превышающий нормы, нарушение правил сборки и разборки обвязки оборудования, отсутствие или неисправность приборов контроля процесса разрыва.

Для безопасности ведения подготовительных работ и самого процесса гидроразрыва следует придерживаться правил техники безопасности, заключающихся в следующем.

Гидравлический разрыв пласта должен проводиться специально подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

При гидравлическом разрыве пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует проводить пакетирование колонны.

Места установки агрегатов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов.

Перед гидравлическим разрывом пласта в скважинах, оборудованных ШСНУ, необходимо отключить станок-качалку, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве двигателя вывесить плакат: “Не включать - работают люди”. Балансир станка-качалки следует демонтировать или установить в положение, при котором он позволит беспрепятственно установить заливочную арматуру и обвязать устье скважины.

Перед проведением разрыва пласта талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спуско- подъемного сооружения.

Агрегат должен соединяться с цементировочной головкой специальными трубами или штангами высокого давления. На цементировочной головке или на напорных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные предохранительные устройства и манометры. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Для замера и регистрации давления к цементировочной головке должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные при помощи импульсных трубок на безопасное расстояние.

После окончания обвязки устья скважины следует опрессовывать выкидные трубопроводы на полуторократное давление от ожидаемого максимального при ГРП.

При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины люди должны отойти от испытываемых объектов за пределы опасной зоны.

Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины и расставлены так, чтобы кабины их не были обращены к устью скважины.

Жидкость разрыва необходимо смешивать с песком пескосмесительными агрегатами.

Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, применяемых при работах на нефтяных и газовых скважинах, должны быть снабжены глушителями, искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов. При отсутствии нейтрализаторов выхлопные трубы должны быть выведены на высоту не менее 2 метров от платформы агрегата.

Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязки устья скважины и трубопроводов.

Перед отсоединением трубопроводов от заливочной головки следует закрыть краны на головке и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.

Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться из емкостей агрегатов и автоцистерн в канализацию, нефтеловушку или специальную емкость.

4.2 Противопожарные мероприятия

В качестве огнегасящих средств на предприятиях нефтяной и газовой промышленности применяются вода, химическая и воздушно-механическая пены, песок и другие материалы.

Многие объекты добычи, сепарации и транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и набором простейшего противопожарного инвентаря.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота и др.), пенообразные и твердые (сухая земля, песок, твердая углекислота и др.).

К огнегасящим средствам предъявляются следующие требования. Они должны иметь высокие значения теплоемкости, удельной теплоты парообразования или плавления, обладать способностью быстро распространяться по поверхности горящих веществ и проникать в глубь этих веществ. При тушении пожаров огнегасящие средства должны обеспечивать быстрое прекращение горения при относительно малом их расходе, не оказывать вредного влияния на организм при использовании и хранении, вредного воздействия на вещества и материалы при тушении пожара, быть доступными и дешевыми.

К подобным средствам относятся вода, пена, галоидированные углеводороды, инертные газы, песок, а также покрывала из войлока и асбеста.

К противопожарному инвентарю относят бочки с водой, ящики с песком, ломы, топоры, лопаты, багры, ведра и другие приспособления.

В отличие от обычного хозяйственного инвентаря противопожарный инвентарь окрашивают в красный цвет. Ящики с песком должны рассчитываться на хранение 0,5 м3 песка, а на складах горючих жидкостей - до 1 м3. Их плотно закрывают для предохранения песка от загрязнения и увлажнения. На ящике белой краской делают надпись “Для тушения пожара”, на ведрах - “Пожарное ведро”.

Комплект первичных средств тушения пожара собирают на щитах, которые вывешивают на видных и легкодоступных местах. Места размещения определяются по согласованию с пожарной охраной.

К первичным средствам пожаротушения относятся также асбестовые и грубошерстные полотна (кошма, войлок). Они предназначены для тушения очагов пожара при воспламенении веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха. Асбестовые и войлочные полотна рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками.

Огнетушители, ящики с песком, лопаты, ломы, багры и другие первичные средства пожаротушения размещаются вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, с обеспечением к ним свободного доступа. На территории объекта (вне помещения) они группируются на специальных пожарных пунктах.

Ответственность за приобретение пожарного инвентаря и средств пожаротушения возлагается на руководителя предприятия, а за сохранность и уход за ними на объектах - на их руководителей.

Контроль за наличием, исправностью и правильным использованием средств пожаротушения осуществляется ответственным лицом за пожарную безопасность.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды при проведении ГРП

Окружающая среда при гидравлическом разрыве пласта может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании процесса или же разлиты из-за небрежного обращения. В подготовительно-заключительный период из-за нарушений режимов глушения скважины или процесса освоения её возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Примыкающим к скважине землям ущерб может быть причинён и техническими средствами - агрегатами, пескосмесителями, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при гидроразрывах, в случаях отсутствия подъездных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушении маршрутов следования.

Используемые для контроля гидроразрыва радиоактивные изотопы также могут оказаться источником заражения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнерами или активированными материалами (зернистыми или жидкими).

Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ГРП проводятся следующие основные мероприятия:

Остатки жидкостей гидроразрыва из ёмкостей агрегатов и автоцистерн должны сливаться в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную ёмкость. Сливать их на землю запрещается.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна.

В случае, если возникло не управляемое фонтанирование, необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории.

Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом и благоустроена.

Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т. д. должна быть рекультивирована для сельскохозяйственного или иного пользования.

Активированные изотопные материалы нельзя использовать в скважинах, если нет уверенности в надёжном разобщении интервала гидроразрыва от горизонтов артезианских и целебных вод, а также от пластов, имеющих сообщение с дневной поверхностью поблизости от скважин.

Зернистые материалы и активированные жидкости не должны попадать на дневную поверхность.

По окончании работы территорию скважины необходимо проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций веществ.

Остатки неиспользованных изотопов. а также жидкость после промывки ёмкостей и насосов, подвергавшихся воздействию изотопов, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведённом месте.

6. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

6.1 Состав и организация работ по проведению ГРП

Одним из основных методов увеличения дебитов скважин является гидроразрыв пласта. Сущность гидроразрыва состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование трещин в продуктивном пласте, и при дальнейшей закачке песчанно-жидкостной смеси происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятий избыточного давления.

Процесс ГРП относится к категории сложных ремонтов и проводится с привлечением многообразной и сложной техники и большого количества обслуживающего персонала.

Перед проведением ГРП скважина глушится бригадой глушения, состоящей из оператора 5-го разряда и машиниста. Процесс глушения занимает 7 часов, при этом используется 2 автоцистерны и агрегат ЦА-320М.

Процесс проведения ГРП проводит бригада КРС состоящая из бурильщика 6-го разряда и 2-х помощников бурильщика 5-го разряда, сам процесс ГРП занимает от 100 до 160 часов.

Для спуско-подъемных операций в данном процессе используется подъемник А-50 У. Для промывки и опрессовки скважин используется две автоцистерны и агрегат ЦА-320 М.

Для смешивания песка используется два пескосмесителя и два агрегата ЦА-320 М. Для гидроразрыва и подачи песчанно-жидкостной смеси используется три агрегата 4АН-700. Процесс проведения ГРП контролирует машина управления. Для обвязки всех агрегатов между собой служит блок манифольдов БМ-700.

Для завоза песка используется самосвал. Для завоза вахты на работу используется автобус. При переезде бригады используется машина сопровождения.

Весь процесс ГРП проводится строго по разработанной программе с соблюдением мер безопасности труда и экологии.

По завершении процесса ГРП, скважина обвязывается в коллектор, промывается нефтью и сдается мастеру ЦДНГ. Перед сдачей скважины она исследуется на приток на разных режимах, проводится анализ проведенного процесса и делаются выводы об эффективности проведенного процесса.

6.2 Экономическое обоснование эффективности ГРП

Суточный дебит вследствие проведения мероприятия увеличится с 7,8 т до 12,48 т.

ДQ = 12,48 -7,8 = 4,68 т

годовую добычу нефти рассчитываю по формуле

Q = q*Ки*Тк*Кэ*п (6.1)

Q- годовая добыча нефти

q- суточный дебит

Ки- коэффициент изменения дебита tr- время календарное

Кэ-коэффициент эксплуатации

п- число скважин

Q1=7.8*0.63*365*0.74*1=1327 т.

Q2=12.48*0.86*365*0.956*1=3745 т.

?Q=3745-1327=2418 т.

Рассчитываю себестоимость дебита нефти по статьям калькуляции. Всю добычу выражаю в тыс. руб., а на 1 т. в руб.

Расходы на энергию по извлечению нефти

До 75,996*1327=100,8

После 100,8/3745=26,9

Цеховые расходы

До 19,185*1327=25,5

После 25,5/3745=6,8

Плата за недра

До 85,587*1327=113,6

После 85,587/3745=320,5

Прочие производственные расходы

До 101,518*1327=134,7

После 101,518*3745=380,2

Внепроизводственные расходы

До 3,74*1327=5

После 5/3745=1,3

Управленческие расходы

До 186,162*1327=247

После 247/3745=66

НИОКР

До 6,16*1327=8,2

После 6,16*3745=23,1

Резерв на капитальный ремонт

До 7,568*1327=10

После 10/3745=2,7

На основании проведенных расчетов составляю таблицу «Калькуляция себестоимости добычи нефти»

Таблица 6.1

Калькуляция себестоимости добычи нефти.

Наименование статей	до	после	отклонение + -
	всего	На 1 т	всего	На 1 т	Всего	На 1 т
1. Расходы на энергию по извлечению нефти	10,9	8,18	30,7	8,18	+29,8	-
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	99,5	74,97	280,8	74,97	+18,13	-
3.Основная заработная плата производственных рабочих	11,7	8,81	11,7	3,1	-	-5,51
4.Отчисления на социальные нужды	4,8	3,58	4,8	1,3	-	-2,28
5.Амортизация скважин	19,9	14,98	19,9	5,3	-	-9,68
6.Расходы на сборку и транспортировку нефти	79,4	59,84	224,1	59,84	+144,7	-
7.Расходы по технологической подготовке нефти	21,2	16	60	16	+38,8	-
8.Расходы на содержимое и эксплуатацию оборудования	100,8	75,99	100,8	26,9	-	-49,09
9.Цеховые расходы	25,5	19,18	25,5	6,8	-	-12,38
10.Плата за недра	113,6	85,58	320,5	85,58	+206,9	-
11.Прочие производственные расходы	134,7	101,51	380,2	101,51	+245,5	-
12.Управленчиские расходы	247	186,16	247	66	-	-120,16
13.НИОКР	8,2	6,16	23,1	6,16	+14,9	-
14.Внепроизводственные расходы	5	3,74	5	1,3	-	-2,44
15.Резерв на капитальный ремонт	10	7,56	10	2,7	-	-4,86
Полная себестоимость	892,2	672,34	1744,1	465,71	+851,9	-179,56

Расходы на энергию по извлечению нефти

До 8,187*1327=10,9

После 8,187*3745=30,7

Расходы на искусственное воздействие на пласт

До 74,978*1327=99,5

После 74,978*3745=280,8

Основная заработная плата производственных рабочих

До 8,812*1327=11,7

После 11,7/3745=3,1

Отчисление на социальные нужды

До 3,584*1327=4,8

После 4,8/3745=1,3

Амортизация скважин

До 14,984*1327=19,9

После 19,9/3745=5,3

Расходы на сборку и транспортировку нефти

До 59,844*1327=79,4

После 59,844*3745=224,1

Расходы по технологической подготовке нефти

До 16,002*1327=21,2

После 16,002*3745=60

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

Эксплуатационные затраты возросли на 851,9 тыс. руб.

Однако в них не учтены затраты на ремонт.

Расчет этих затрат представляю в таблице.

« Смета затрат » Таблица №6.2

Наименование затрат	Стоимость	Время	Сумма
1.Оплата труда	391,5	210	82215
2.Отчисления на соц. нужды.		36%	52617,6
3.Амортизация оборудования	7,8	210	1638
4.Электроэнергия	6,96	210	14616
5.Транспорт и спец. техника	1111,57	210	233430
6.Вспомогательные материалы	100	210	21000
7.Услуги других цехов	21,5	210	4515
8.Износ МБП	3,75	210	787,5
9.Услуги сторонних организаций	36,4	210	7644
10.Прочие затраты	5,2	210	1239
11.Итог прямых затрат			173117,7
12.Цеховые затраты		20%	34623,5
ВСЕГО ЗАТРАТ			207741,2

Рассчитываю эксплуатационные затраты после проведения мероприятий с учетом расходов на мероприятия

С'2 = (1744,1+207,741)/3745=521,2 руб.

Рассчитываю условно-годовую экономию

Э = (С1-С2)*Q2 (6.2)

Э - условно-годовая экономия.

С1,2 - себестоимость добычи нефти до и после мероприятия.

Э = (672,3-521,2)*3745=565,9 тыс. руб.

Удельная условно-годовая экономия (Э').

Э' = Э/Q2 (6.3)

Э' = 565,9/3745=151,1 руб.

Прибыль рассчитываю, используя формулу

П = (Ц-С')*Q (6.4)

П - прибыль

Ц - цена на 1 тонну нефти

П1 = (850-672,3)*1327=235,8 тыс. руб.

П2 = (850-521,2)*3745 = 1231,4 тыс. руб.

?П = 1231,4-235,8=995,6 тыс. руб.

Удельная прибыль (П')

П' = П/Q (6.5)

П'1 = 235,8/1,327=177,7 руб.

П'2 = 1231,4/3745=328,8 руб.

?П = 995,6/3745=265,8 руб.

6.3 Экономическое обоснование эффективности ГРП

Суточный дебит вследствие проведения мероприятия увеличится с 0,9т до 2,4т.

ДQ= 2,4-0,9 = 1,5т

годовую добычу нефти рассчитываю по формуле

Q = q*Ки*Тк*Кэ*п (6.1)

Q- годовая добыча нефти

q- суточный дебит

Ки- коэффициент изменения дебита tr- время календарное

Кэ-коэффициент эксплуатации

п- число скважин

Q1 = 0,9 * 0,86 * 365 * 0,91 * 1 = 257т Q1 = 257т

Q2 = 2,4 * 0,86 * 365 * 0,91 * 1 = 600т Q2 = 600т

ДQ= 600 - 257 = 343т = 343т

Рассчитываю себестоимость дебита нефти по статьям калькуляции. Всю добычу выражаю в тыс. руб., а на 1 т. в руб.

Расходы на энергию по извлечению нефти

До 7,13* 257= 1,9 *

После 7,13*600= 4,3

Расходы по искусственному воздействию на пласт

До 31,26* 257 = 8,7

После 31,26* 600= 18,7

Основная зарплата производственных рабочих

До 10,62 * 257 = 2,8

После 2,8 / 600 = 4,6

Отчисления на соц.нужды

До 4,2* 257 =1,1

После 1,1 /600= 1,82

Амортизация скважин

До 15,37 * 257 = 4

После 4 / 600 = 6,66

Расходы по сбору и транспортировке газа

До 38,96* 257 = 10,1

После 38,96 * 600 = 23,4

Расходы по технологической подготовке нефти

До 37,97 * 257 = 9,9

После 37,97 * 600 = 22,8

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

До 66,98 * 257 = 17,4

После 17,4 / 600 = 29,02

Цеховые расходы

До 23,73 * 257 = 6,2

После 6,2/600 =10,28

Резерв на кап ремонт

До 40,69* 257 =10,6

После 10,6/600 =17,63

Плата за недра

До 65,59* 257 =17,1

После 65,59 * 600 = 39,4

Прочие производственные расходы

До 78,46 * 257 = 20,4

После 78,46* 600 = 47,1

Внепроизводственные расходы

До 8,85 * 257 = 2,3

После 2,3 / 600 = 3,83

Управленческие расходы

До 150* 257 = 39

После 39 / 600 = 65

НИОКР

До 5,77 * 257 = 1,5

После 1,5 / 600 = 2,5

Все расчеты сводим в таблицу 6.1 “Калькуляция себестоимости добычи нефти”.

Таблица 6.1

Калькуляция себестоимости добычи нефти.

Наименование систем	До	После	Отклонения
	Всего	На 1 т	Всего	На 1 т	Всего	На 1 т
1 Расходы на энергию по извлечению нефти	1.9	7,13	4,3	7,13	+2,4
2. Расходы по искусственному воздействию на пласт	8,7	31,26	18,7	31,26	+10
3. Основная зарплата производственных рабочих	2,8	10,62	2,8	4,6		-6,02
4. Отчисления на соцнужды	1.1	4,2	1.1	1,82		-3,1
5. Амортизация скважин	4	15,37	4	6,66		-8,71
6. Расходы по сбору и транспортировке газа	10,1	38,96	23,4	38,96	+13,3
7. Расходы по технологич. подготовке нефти	9,9	37,97	22,8	37,97	+12,9
8. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	17,4	66,98	17,4	29,02		-37,96
9. Цеховые расходы	6,2	23,73	6,2	10,28		-13,45
1 0. Резерв на капремонт	10,6	40,69	10,6	17,63		-23.06
1 1 . Плата за недра	17,1	65,59	39,4	65,59	+22,3
1 2. Прочие п роизводствен ные расходы	20,4	78,46	47.1	78,46	+26,7
13. Внепроизводственные расходы	2,3	8,85	2,3	3,83		-5,02
14. Управленческие расходы	39	150	39	65		-85
15. НИОКР	1,5	5,77	1,5	2,5		-3,27
Полная себестоимость	152,3	585,6	239,9	399,83	+87,6	185,77

Эксплуатационные затраты возросли на 87,6 тыс руб. В них не учтены затраты на проведение ГРП.

Все данные по расчету затрат сводим в таблицу 6.2 “Смета затрат”.

Таблица 6.2

Смета затрат

Наименование статей	Затраты на 1 бриг-час	Норма времени, час	Сумма, руб
Оплата труда Отчисления на соцнужды Амортизация оборудования Электроэнергия Транспорт и спецтехника Вспомогательные материалы Услуги других цехов Износ малоценного инвентаря Прочие затраты Всего прямых затрат Цеховые расходы	115,73 8,79 5,96 783,58 105,64 17,97 2,49 34,3	24 36,0 % 24 24 24 24 24 24 24 40%	2778 1000 211 143 18806 2535 431 60 823 26787 10714
Итого затрат			37501

Рассчитываю эксплуатационные затраты после проведения мероприятия с учетом расходов на ремонт.

С2 = ( 239,9 + 37,5) / 600 = 462,3 руб.

Рассчитываю условно-годовую экономию

Э = (C1-C2)*Q2 (6.2)

Э - условно-годовая экономия

C1 - себестоимость добычи нефти до и после мероприятия

Э = ( 585,6 - 462,3 ) • 600 = 73,9 тыс. руб.

Удельная условно-годовая экономия ( Э1)

Э1 = Э / Q2 (6.3)

Э1= 73,9/600 =123,3 руб.

Прибыль рассчитываю используя формулу

П = (Ц - С1) (6.4)

П- прибыль

Ц - цена 1 т. нефти

П1 = (1000 - 585,6 } * 257 = 107,7 тыс. руб.

П2 = (\ 000 - 462,3) * 600 = 322,6 тыс. руб.

ДП = 322,6 - 107,7 = 214,9 тыс. руб.

Удельная прибыль (П1)

П1 = П / Q (6.5)

П11 = 107,7/257 = 414,4 руб.

П21 = 322,6 / 600 = 537,7 руб.

ДП1 = 214,9 / 600 = 355,2 руб.

6.3 Технико-экономические показатели и выводы

На основании данных расчетов составляю таблицу 6.3.

Таблица 6.3

Технико-экономические показатели.

Наименование показателей	Ед. изм.	До	После	Откл + /-
1 . Суточный дебит	т/год	7,8	12,48	+4,68
2. Годовая добыча	т/сут	1327	3745	+2418
3. Себестоимость 1 т. нефти	руб.	672,3	521,2	-151,1
4.Условно-годовая экономия	тыс. руб.		565,9	+565,9
5. Удельная условно-годовая экономия	руб.		151,1	+151,1
6. Прибыль	тыс. руб.	235,8	12131,4	+995,6
7. Удельная прибыль	руб.	177,7	328,8	+151,1

Анализируя ТЭП, видим, что в результате проведения ремонта будем иметь прирост среднесуточного дебита на 4,68 т. Годовая добыча нефти увеличилась на 2418 т/год. При этом снизится себестоимость 1 т нефти на 151,1 рублей. За счет этого имеем прибыль 12131,4 тыс. рублей.

На основании анализа данной работы считаю, что метод ГРП позволяет быстрее достичь проектного коэффициента нефтеотдачи. Тем самым получить отдачу на вложенные денежные средства в более короткий период. В современных условиях - это является основным критерием экономической привлекательности финансовых вложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.

Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.

Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е., Оборудование и инструмент для ремонта скважин, М., Недра, 1991.

Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С., Техника и технология капитального ремонта скважин, М., Недра, 1987.

Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г., Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, М., Недра, 1985.

Материалы НГДУ.

Куцын П.В., Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1987.

Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990.

Уметбаев В.Г., Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, М.. Недра, 1989.

Махмудов С.А., Абузерли М.С., Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов, М., Недра, 1995.

Размещено на Allbest.ru

...