Оборудование фонтанных скважин на Ключевском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Краткая история развития месторождения

2. Геологический раздел

2.1 Орогидрография

2.2 Стратиграфия

2.3 Тектоника

2.4 Нефтегазоносность

3. Технико-технологический раздел

3.1 Оборудование фонтанных скважин

3.2 Освоение фонтанных скважин

3.3 Исследование фонтанных скважин

3.4 Неполадки при работе фонтанных скважин и методы борьбы с ними

3.5 Анализ работы фонтанных скважин на месторождении

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Техника безопасности при эксплуатации скважин

4.2 Противопожарные мероприятия на промысле

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Охрана недр и окружающей среды в условиях АНГДУ

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Организация добычи нефти

6.2 Экономическое обоснование ввода фонтанной скважины на Ключевском месторождении

6.3 Технико-экономические показатели

1. Краткая история развития месторождения

Ключевое месторождение открыто в 1968 году с июня 1968 года начата пробная эксплуатация залежи семилукско-рудкинского горизонта. Была пробурена и пущена в эксплуатацию скважина 304. За этот год было добыто 34 тысячи тон жидкости, газовый фактор 185 мі/т, пластовое давление 300 атмосфер.

В 1970 году увеличилось количество добываемой жидкости до 59 тысяч тонн в год. Годовой фактор составил 150мі/т, пластовое давление 250 атмосфер. Всего увеличено было около 100 тысяч тонн.

К 1977 году постепенно снизилось количество добываемой жидкости до 10 тысяч тонн в год, газовый фактор упал до 30 мі/т, постепенно понизилось и пластовое давление до 240 атмосфер. Всего добыча составила 310 тысяч тонн. Приказом от 23.06.77 года месторождение введено в промышленную разработку. В период с 1978 года по 1988 год увеличилось количество скважин на месторождении. К 1988 году количество добываемой продукции скважин достигло 160 тысяч тонн в год, газовый фактор был равен 130 мі/т, пластовое давление выросло до 280 атмосфер, продукция стала обводняться, процент обводненности составлял 11%.

На месторождении стали вводить нагнетательные скважины и закачивать в пласт воду для поддержания пластового давления. Прирост добычи был равен 800 тысяч тонн.

С 1988 года по 1999 год шло постепенно снижение дебита в год и достигло 25 тысяч тон в год. Пластовое давление до 1995 года повышалось, достигло 300 атмосфер, но к 1999 году упало до 270 атмосфер, газовый фактор равнялся 150 мі/т. Процент обводненности увеличился. Всего было добыто 01.01.2000 года 1654 тысячи тонн на Ключевском месторождении семилукского-рудкинского горизонта. На 01.01.2000 год эксплуатационный фонд составлял 24 скважины, фонтанных 12 скважин, глубинно-насосных 12 скважин (скважина № 365 переведена в контрольный фонд).

2. Геологический раздел

2.1 Орогидрография

В административном плане Ключевское месторождение входит в состав Даниловского района Волгоградской области и расположена в 150 км к северо-западу от г. Волгограда и в 55 км северо-восточнее г. Фролово. В 35 км на юго-запад от Ключевского месторождения располагается Кудиновское нефтегазовое месторождение. Нефть из кудинского месторождения подается на центральную площадку промысловых сооружений Кудиновского месторождения. Рельеф местности слабо всхолмленная равнина с широко развитой системой оврагов и балок.

Климат континентальный с незначительным количеством атмосферных осадков. Минимальная температура зимой (-35єС), максимальная летом (+45єС).

Для район характерно преобладание ветров, зимой северо-восточного, летом северо-западного направлений.

Растительный покров представлен степными травами, леса отсутствуют.

Основными водными артериями являются реки Волга и Дон и притоки Дона, Медведицы, Иловли.

В экономике района преобладает сельское хозяйство (земледение). Ближайшим населенным пунктом в районе месторождения является село Прудки. На территории рассматриваемого района имеется довольно разветвленная сеть грунтовых и грейдерных дорог. В близи от месторождения проходит дорога Фролово-Котово.

Ключевское месторождение получает электроэнергию от сельских сетей, которые в свою очередь питаются от ЛЭП Волгоград-Москва, поступающую с Волгоградской ГЭС.

Местных стройматериалов вблизи месторождения мет.

Месторождение находится в районе деятельности Арчединского НГДУ, аппарат управления и база производственного обслуживания которого находится в г. Фролово. В г. Фролово размещается участок СМУ-2 и Арчединская база ПТО и КО ОАО "Лукойл-Нижневолжскнефть".

2.2 Стратиграфия

В геологическом строении района принимает участие отложения четвертично-неогенновое, мезозойской, пермской, каменно-угольной и девонской систем. Породы кристаллического фундамента на Ключевской площади не вскрыты.

Большинство скважин остановлены бурением в черноярских или масоловских отложениях среднего девона.

Расчленение разреза выполнено на основании большого количества фауин по соседним площадям Волгоградского Поволжья и дается в соответствии с умифицированной схемой, принятой в 1974 году.

Кайнозойская эратема

Кайнозойская эратема рассматривается в объеме четвертичной и неогеновой системы. Четвертичная и неогеновая системы представлены песчано-глинистыми отложениями и залегают с размывом на породах нижнего мела. Представлены аллюминевыми отложениями (пески, глины, суглинки) толщина достигает 112 м.

Мезозойская эратема

Рассмативается в объеме меловой и юрской системы. Меловая система (нижний отдел) представлена песками с прослоями алевритистых глин. Толщина меловых отложений меняется от 54 до 253 м. Юрская система представлена песчано-глинистыми отложениями. Толщина юрских отложений от 171 до 233 метров.

Балеозойская эрасистема

Рассматривается в объеме пермской, каменноугольной девонской системы.

Пермская система. Верхняя ее часть сложена глинами пестрацветными с прослоями алевролитов (татарский ярус), ниже залегает толща ангидритов, мергелей (уфимский ярус). Нижняя часть пермской системы (ассальский ярус) представлена доломитами и известняками. Толщина отложений от 41 до 115 м.

Каменноугольная система

Верхний отдел (гжельский ярус). Отложения представлены известняками и доломитами. В толщи карбонатных пород встречаются прослои глин. Толщина 93-135 м.

Касимовский ярус представлен известняками, прослоями глин толщиной 176-197 м.

Средний отдел. Московский ярус. Верхний подъярус. Мячковский горизонт.

Карбонатная толщина сложена известняками де тритовыми с прослоями доломитов, мергелей, глин. Толщина 134-147 м. Подольский горизонт представлен известняками и доломитами. Среди карбонатов залегает пачка глин, неравномерно алевритистых. Толщина 160-172 м.

Нижний подъярус. Каширский горизонт. В разрезе каширских отложений прослеживаются известняки, песчаники, глины и мергели с алевролитами. Толщина изменяется от 131 до 149 м.

Верхний горизонт представлен глинами с прослоями алевритов песчаников. Толщина 1310147 м.

Башкирский ярус. Верхний подъярус. Мелекесский горизонт.

Меликесские отложения с перемывом ложатся на известняки принамского горизонта. Отложения мелекесского горизонта сложены преимущественно глинами. Толщина 92-102 м.

Нижний подъярус. Брикамский горизонт представлен известняками. Толщина 15-24м. Северо-кельтмский горизонт сложен известняками органогенными. В верхних и нижних честях прослои глин. Горизнт несогласно залегает на порогах протвинского горизонта.

Нижний отдел. Серпуховский ярус.

Серпуховские отложения в составе протвинского, статовского и тарксского горизонтов развиты в пределах месторождения и представлены известняками с прослоями глин, мергелей, доломитов. Толщина отложений 66-86 м. нефть фонтанный скважина месторождение

Визейский ярус. Окский надгоризонт. Веневский горизонт сложен толщей известняков органогенных с проилоями глин и мергелей. Толщина отложений 178-200 м.

Яснополянский подгоризонт. Тульский горизонт представлен глинами с прослоями песчаников и известняков. Толщина отложений 46-60 м.

Бобриковский горизонт сложен аргиллитами с прослоями песчаников. Толщина 21-45 м.

Мальновский надгоризонт представлен глинами с прослоями алевролитов. Толщина отложений 13-23 м.

Турнейский ярус. Чернишевский надгоризонт. Кизеловский горизонт. Сложен известняками органогенными. Толщина отложений 28-32 м.

Черепемский горизонт. Представлен известняками органогенно-обломочными. Толщина 22-29 м.

Упиский горизонт. Известняки. Толщина 4-7 м.

Девонская система

Верхний отдел. Фаменский ярус. Верхнеоралипский подъярус. Данковский горизонт. Сенновские слои. Сложены известняками с пластами доломитов. Толщина 109-142 м.

Зимовские слои. Известняки в кровле мергели. Толщина 70-88 м.

Лебедянский горизонт. Состоит из переслаивающихся известняков, мергелей, аргелитов. Толщина 106-122 м.

Нижний подъярус. Елецкий горизонт.

Известняки, мергели, аргелиты с прослоями доломитов. Толщина 96-119 м.

Задонский горизонт. Сложен аргелитами с прослоями известняков. Толщина 45-57 м.

Верхнедевонская система

Франкский ярус. Верхнефранский подъярус. Ливенский горизонт. Представляет известняками. Толщина 52-63 м.

Евлановский горизонт. Известняки с прослоями аргелитов. Толщина 57-11м.

Среднефранский подъярус. Бурегский горизонт. Сложен доломатизированными известняками, мергелями, алевритами. Толщина 85-170 м.

Семилукско-рудкинский горизонт

Виду недостаточного количества фдикстических определений резкой метологической изменчивостью пород, стратиграфическую границу между семилукскими и рудкинскими горизонтами не проводят.

Эта толщина мемологически неоднородна. Рифовые органогенные известняки условно делят на две пачки (сверху вниз).

Пачка А-(верхняя). Сложена каверно-порывыми известнякми нефтенасыщенными. Ниже органогенные известняки менее пористые, часто кристаллы зованные относят к пачке (Б).

Венчает разрез пачка аргелинов. По перефирии риф контактирует с песчано-глинисто-корбанатной толщей. Общая толщина 123-180 м.

Саргаевский горизонт. Известняки доломититезированные. Толщина 30-60 м.

Нижнефранкский подъярус. Кыновский горизонт. Аргиллиты Толщина 120-115м.

Пашийский горизонт. Представляет аргелитами, алевритами, песчанникми. Толщина 63-95 м.

Среднедевонская система

Живетский ярус. Староскольский горизонт. Муменские слои. Аргелиты с прослоями известняков. Толщина 52-85 м.

Ардатовские слои

Представлен аргелитами. Выделяют два пласта известняков и один алевролитов. Верхний пласт известняков является маркирующим для Волгоградского Поволжья. Толщина 5-13 м. Средний пласт алевролитов является нефтенасыщенным. Толщина 3,2-7,2 м. Общая толщина 80-13 м.

Воробъевские слои

Сложен алевролитами с песчаным пластом по середине. К нему приурочена залежь конденсата. Общая толщина пласта 112-116 м.

Эфейльский ярус. Черноярский горизонт. Сложен аргелитами. Толщина 23-36м.

Мосоловский горизонт. Представляет известняками с прослоями битуминозных мергелей. Толщина 77-80 м.

Морсовский горизонт. Представлен мергелиями, известняками, доломитами и аргелитами. Вскрытая толщина 145 м.

2.3 Тектоника

Ключевская площадь в региональном плане находится на юго-востоке Воронежской антеклизы, располагаясь в центральной части погребенного Коробковско-Кудинского вала. Протяженность последнего составляет 100 км. В разрезе осадочного чехла Ключевского месторождения намечается два основных структурных этапа, отличающихся друг от друга по своему строению.

Нижний структурный этаж включает отложения офейльского-живетского, значительную часть франского яруса (до воронежского горизонта).

В живетских отложениях на Ключевской площади фиксируется антиклинальная складка северо-восточного простирания размером 5,5х 2,5 км с амплитудой 17-20 м.

Юго-восточное крыло и южная переклиналь поднятия более крутые с падением пород под угломіє. На северо-западном крыле структуры пород наклонены незначительно. Далее через седловину наблюдается их подъем к западу (Западно-Ключевское поднятие).

Северная переклиналь складки пологая.

По крыновскому горизонту произошло деление площади на два участка. Западная часть площади преобразовалась в структурный нос, а восточная - через прогиб в положительную структуру малой амплитуды. На границе этих двух локальных элементов создались условия для формирования карбонатной органогенной постройки семилукско-рудникского возраста.

Морфологически рифогенное тело выражено четко, крылья и переклинальные окончания его крутые. Размер рифа 1,6х 1,3 км амплитуда 56 м. Вверх по разрезу буркские, воронежские отложения дислоцированные в антиклинальную складку. В плане риф представляет округло-вытянутую с севера на юг форму с двумя куполами.

В верхней части биогерма приурочен (до недавнего времени) основной объект разработки на Ключевской площади.

Верхний этаж включает интервал от нижнефранкских до конца каменноугольных. По кровле ливенских отложений отмечается два небольших приподнятых участка с амплитудой 10 и 20 м и размерами по замкнутой изогипсе -2420 м 1,0х 0,7 км каждое.

По кровле бобриковских отложений амплитуда поднятий сократилась до 10м размерами по изогипсе 1750 м составила 0,75х 0,50 и 0,75х 0,75 м. Структурная поверхность территории месторождения по кровле верейских отложений представляется в виде моноклитами с падением слоев на юго-восток, 65 м на 1 км в западной части площади и 15 м на 1 км на востоке.

2.4 Нефтегазоносность

По результатам испытания параметрических, поисковых, разведочных эксплуатационных скважин изучена нефтегазоносность вскрытого разреза от бобриковских до мосоловских отложений.

Каменноугольные отложения опробованы в процессе бурения на каратанском кабеле (верейский, мелекейский горизонты) - притоков не получено. В обсаженных скважинах 14 и 363 был опробован бобриковский горизонт откуда получен незначительный приток нефти с водой. Остальные отложения каменно-угольной системы, по заключению ГИС не представляют интереса.

Девонские породы опробованы в 11 стратегических подразделениях: из них в двух (семилукско-рудкинских и ардатовских) получены промышленные притоки нефти, в одном воробъевском, приток газа и конденсата, в трех (ливенском, воронежском и пашийском) отмечены нефтегазопроявления. В трех (саргаевских, мулинских и мосоловских пластах) коллекторов не установлено, при испытании притока не получено.

Староскольский горизонт.

Залежь небольшого размера с запасами, не числящимися на балансе объединения. Накопленная добыча нефти по залежи 32 тыс. тонн

Воробъевский горизонт.

В воробъевском горизонте имеется залежь газа. Размеры залежи 1,5 -4 км. Запасы выработаны и не числятся на балансе. По состаянию на 01.01.97 год на балансе РГФ числятся запасы нефти семилукского-рудкинского горизонта (карбонатный и терригентный коллекторы).

В пробной эксплуатации находится залежь нефти воронежского горизонта.

Семилукско-рудкинский горизонт.

Нефтегазоносность залежи впервые была установлена в 1968 году при испытании скважины 304.ВНК был установлен по данным опробования 4 скважин и принят на отметке 2723 м.

Продуктивность семилукско-рудкинских отложений приурочена к верхней части рифа, сложенной карерно-трещино-поровыми известняками.

Средняя пористость принята 12%, проницаемость 0,087 мкм 2 .

Залежь разрабатывается на упругом водонапорном режиме с системой ППД. Геометрия залежи ограничена поверхностью биогерма и границей ВНК. В пределах контура выделяются два куполка. К ним приурочены самые большие эффективные нефтенасыщенные толщины (71,3-69,4 м) средневзвешанная по площади составила 30,6 м. Размеры залежи в пределах ВНК 2,2х 1,8 км. Этаж нефтеносности 71 м.

Покрышками служат алатырско-воронежская мергельно-известковая пачка пород. Из основных показателей разработки залежи семилукско-рудкинского горизонта Ключевского месторождении имеет накопленную добычу с начала разработки нефти (по состаянию на 01.01.98г) 1620332 тн, газа - 25888 т/мі, воды 55136 т.тн при начальных балансовых запасах 4890 т.тн. Отнеся начальные балансовые запасы к накопительной добыче, получим текущий коэффициент нефтиизвлечения по залежи 0,3 текущая обвадненность 64,8%. В виду естественного обводнения скважин работающих с семилукско-рудкинского горизонта налегается и постепенный перевод на вышележащий воронежский горизонт.

Воронежский горизонт.

На месторождении пробурено 44 скважины, 27 из которых вскрыли залежь воронежского горизонта, а 7 скважин оказались за пределами ее контура нефтеносности. В ноябре 1994 года после полного обводнения скважина 372 на залежи семилукско-рудкинского горизонта произвели перфорационно-эксплуатационную колонну и опробывание нефтяной залежи воронежского горизонта, где был получен фонтанный приток нефти из интервала 2711,1-2716,1 м, что позволило запасы нефти этой залежи отнести к категории С 1 и начать пробную эксплуатацию этой залежи.

В 1997 году продолжается перевод скважин после полного обводнения с семилукского-руднинского на воронежский горизонт (скважины 360, 356, 363). Всего переведено 4 скважины.

Отложения воронежского горизонта пройдены большим количеством скважин, среднее расстояние между которыми 250 м, что позволило с большой долей достоверности проследить распространение коллекторов на площади и установить границы залежи. Границы залежи контролируются антиклинальной складкой, возникшей как структура облегания над оргалогенной постройкой семилукско-рудкинского возраста.

Антиклинальная складка ариентирована с северо-запада на юго-восток и осложнена двумя куполами, разделенными неглубокой седловиной.

Залежь воронежского горизонта неполнопластовая, сводовая, повсеместно подстилается подошвенными водами. Размеры залежи на уровне водонефтяного контакта 2,0-1,0 км. Этаж нефтеносности 31,8 м. Нефтенасыщенная толщина в своде залежи 29,4 м (скв. 363).

3. Технико-технологический раздел

3.1 Оборудование фонтанных скважин

Перед освоением в фонтанную скважину спускают НКТ, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют монифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают по восьми схемам (ГОСТ 13846-84) для различных условий эксплуатации.

Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1. Рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа)

2. Схеме исполнения (8 схем)

3. Числу спускаемых в скважину труб (один или два концентричных ряда труб)

4. Конструкции запорных устройств (задвижки, краны)

5. Размерам проходного сечения по стволу (50-150 мм) и боковым отводам (50-150 мм)

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами труб. Головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважин двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника), трубы большого диаметра подвшиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом под тройником. При однотрубной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (оно двух ярусная тройниковая арматура) либо крестовину (крестовая арматура) и крестовые конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочим считается верхняя, а первое от ствола устройство запасным. Двух ярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержится механические примеси. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и монометром. Для спуска скребков ставят лубрикатор.

На фланцах боковых отводов трубной коловки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибитора коррозии и гидратообразования и карман для монометра. На заводе изготовителя фонтанную арматуру подвергают трубному гидровличекому испытанию, при котором давление испытания для фонтанной арматуры до 70 МПа, применяется равным удвоенному рабочему давлению, а от 70 МПа и выше - полуторократному.

Монифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на замерную установку (ГЗУ). К запорным устройствам арматуры относятся приходные пробковые краны, прямоточные задвижки с ручным и дистанционным управлением.

3.2 Освоение фонтанных скважин

Условия вызова притока. Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении перфорации скважина заполнена буровым раствором. По техническим правилам ведения буровых работ, гидростатическое давление столба бурового раствора должно составлять 10-15% от пластового давления при глубине скважины более 1200м и 5% при больших глубинах. При перфорации депрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления. Для вызова притока необходимо выполнение условия Р 3<Рпл, т.е. создание дипрессии на пласт

ДР=Рпл-Р 3,

где Рпл - пластовое давление,

Р 3 - забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условия отзыва потока можно записать

hсq=Рпл,

где h - высота столба жидкости в скважине,

с - плотность жидкости,

q - ускорение свободного падения.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притака, необходимо либо уменьшить h, либо с, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Методы вызова притока. Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с ее назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины, расположении скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. Освоение скважин, вскрывающих пласты, с высокими пластовыми давлениями, обычно не вызывали затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления, при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны от грязи за счет большой скорости движения жидкости и газа. Однако, при неустойчивых пластах, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колонны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину. Поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину.

В промысловой практике нашли применения следующие три основные методы вызова притока (пуска в работу)

1. замена жидкости

2. аэрация

3. продавка.

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью - буровой раствор с мешьшей плотностью - вода - нефть - газоконденсат.

Для того спускают НКТ обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка), из скважин жидкость выходит в сборную емкость.

Закачивают агрегатом типа ЦА-320, либо насосной установки типа УН 1-630х 700А. Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300-400 кг/мі. Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания пузырьков газа должна быть не менее 0,8-1 м/с. Газ вводят с помощью аэратора типа "перфорированная труба в трубе" или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан.

Наибольшее применение для освоения скважин нашла компрессорная передвижная установка УКП-80 (Р-8МПа, Q=8 мі/мин), СД-9/101 (Р=10МПа, Q=9 мі/мин), дизельные компрессорные станции ДКС-7/200А, АК-7/200, ДКС-3,5/400 (Q=7-3,5 мі/мин, Р=20-40 МПа).

3.3 Исследование фонтанных скважин

Исследование фонтанных скважин проводятся по двум методам. На установившихся и неустановившихся режимах.

Исследование на установившихся режимах имеют свои особенности. Режим работы скважин измеряются сменой штуцера на другой диаметр, т.е. измеряют давление Ру. После смены штуцера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов для стабилизации режима, продолжительность от гидропроводимости и пьезопроводимости, а также от величин отноститульного изменения ДQ/Q. Признаками установившегося режима является постоянство дебита Q, давлений Ру и Рзатр, что устанавливают рядом исследовательных измерений. Принимают не менее трех установившихся режимов работы. При каждом режиме после стабилизации измеряют давления Р 3, Рзатр, Ру дебиты жидкости Q и Vг, обтирают на выкидных линиях или в мерных емкостях пробы для определения доли воды в продукции nв, доли песка nп, а также отмечают характер работы (наличие пульсации, вибрации арматуры). Забойное давление Рз измеряют с помощью скваженых манометров, а давление Ру и Рзатр - образцовыми манометрами, установленными на фонтанной арматуре.

Дебит жидкости измеряют на ГЗУ установках типа "Спутник" или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап (газосепаратор) и мерную емкость. Дебит газа измеряют на ГЗУ турбинными счетчиками (типа "Агат-1"), а на индивидуальных турбинными счетчиками или с помощью дефманометров с дроссельными устройствами. Пробы анализируют в лаборатории.

Пластовое давление измеряют в установленных скважинах, обычно приурочивая к ремонтным работам, а затем строят графики, изменяя его во времени. Имеются и другие методы его определения. Забойное давление при спущенных НКТ до забоя в скважинах III типа можно рассчитать по барометрической форме. В остальных случаях оценка забойного давления Рз - по величине давления у башмака НКТР 1 и потере давления от башмака до забоя мало надежна.

По полученным данным строят графические зависимости: индикаторную линию.

Регулировочные кривые - зависимости параметров от диаметра штуцера dшт.

Используя эти графики, определяют параметры пласта и скважин, а также устанавливают технологический режим работы.

Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечат получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно управления притока. С позиции притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которым понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиям рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважин.

Исследования на неустановившихся режимах заключается в следующем:

1. В скважину спускают скважинный манометр, который регистрируется на бланке меловой бумаги изменения давления на забое во времени.

2. После непродолжительной выдержки манометра на забое, работающую скважину закрывают.

3. Через 2-3 часа пробывания манометра на забое скважины, его поднимают на поверхность и извлекают бланки записи изменения давления во времени.

После расшифровки записи манометра строят график и определяют параметры пласта.

3.4 Неполадки при работе фонтанных скважин и методы борьбы с ними

Неполадки при работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением на забое песка и воды, а также различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, это позволяет выявить осложнения, например:

- при уменьшении устойчивого давления Р 2 и одновременном повышении затрубного давления Рзатр - отложение парафина и солей в НКТ;

- при уменьшении Р 2 и Рзатр - образование песчаной пробки и наполнение воды между забоем и баммаком НКТ;

- при уменьшении Р 2 и увеличении Q-дебит - разъедание штуцера;

- при увеличении Р 2 и Рзатр и уменьшении Q- засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе;

Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяется твердый парафин, мазеобразные смолы и сифальтены.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается. Выкристализация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках образования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участие в формировании отложений. Также кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсортиционный характер (поглощение поверхностно твердого тела), поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающиеся водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные покрытия, материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидные лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствует гидрофильтрации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в нефти. Такими реагентами могут быть: водо и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложения, хотя скорость отложений снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращения отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и химическими способами. При тепловом способе проводят переодическую закачку в затрубное пронстранство скважины горячей нефти, перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится с потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева-агрегата депарафинизации передвижной типа 1 АДП-1500.

При механическом способе используют скребки, которые соскребают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают с помощью электродвигателя автоматической депаранизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1.

Меры борьбы с отложениями солей. Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды - в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например: щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов), перенасыщенность вводно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнениии пресными водами, что связывают с обогащением закачивамых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворами материалов.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Основными компанентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав также входят диоксид кремния, оксидные соединения железа, и органические вещества (парафин, асфальтелы, слолы) и др. Осадки могут быть плотными и рыхлыми, прочность сцепления с материалом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на каждом конкретном месторождении. Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы, предотвращающие выпадение солей и методы удаления солевых отложений.

В комплекс работы по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они сталкиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в тубах - применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым "пороговым эффектом" покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в прастворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфатокислот, акрилсульфаты, гепсаметафосфаты, триполифосфат натрия, аммофос и др.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов в крайнем случае разбуривают долотом.

При химическом методе удаление осадков гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадке карбаната (гидрооксида) кальция, которые затем растворяют солянокислотными растворами и промывают водой. В качестве преобразующих реагентов эффективными оказались карбонат бикарбонат натрия (калия), а также гидрооксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и помывают водой.

3.5 Анализ работы фонтанных скважин на месторождении

Для сопоставленного анализа эффективности работы скважин при различных размерах труб и режимах, параметрах определяют коэффициент полезного действия фонтанного лифта. Для этого составляется определяется технологический режим работы, в котором указываются следующие показатели:

- диаметр эксплуатационной колонны;

- толщина пласта и интервал перфорации;

- коэффициент продективности;

- длина подвески НКТ и диаметр;

- давления (пластовое, забойное, буферное, затрубное, линейное);

- среднесуточный дебит;

- обводненность;

- газовый фактор;

- диаметр штуцера на устье скважин;

Также в процессе эксплуатации ведутся исследования: пластового давления, анализ продукции на содержание парафина, смолистые вещества и количества воды.

В основном на показатели работы фонтанной скважины влияет диаметр подъемника, коэффициент гидровлического сопротивления, зависящий от вязкости жидкости.

Следовательно, чем меньше вязкость жидкости, тем больше коэффициент полезного действия фонтанных скважин.

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Техника безопасности при эксплуатации скважин

Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин - соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию.

Фонтанные скважины оборудуют опресованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами.

Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанной скважине должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми каналами. Трехходовой кран позволяет снимать при стравленном давлении.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в трубе за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии

Снижать затрубное давление газа разрушается только при помощи штуцера через вторую от крестовины задвижку при открытой первой. Обвязку скважины и арматуры следует отогревать только паром или горячей водой.

Нефтепроводы высокого давления должны прокладывать из безшивных труб из стали, соединенные между собой сваркой или фланцевыми соединениями в местах крепления задвижек.

При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти или газа, загрезняется территория, возникает опасность пожара и отравление нефтяным газом. Поэтому негерметичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория содержаться в чистоте.

4.2 Противопожарные мероприятия на промысле

Противопожарная безопасность - это система мероприятий по предотвращению или ликвидации возможных пожаров. Для предотвращения на предприятии уделяется особое внимание пожарной безопасности. На месторождениях проводятся мероприятия по пожарной системе:

- приказом по предприятию назначается ответственный за пожарную безопасность из чиста ИТР;

- на месторождении организованны боевые противопожарные расчеты, проводятся тренировки;

- на территории месторождения установлены противопожарные щиты с перечнем необходимого инвентаря;

- необходимое наличие огнетушителей в исправном состоянии;

- проводятся периодические инструктажи с обслуживающим персоналом.

На территории Ключевского месторождения действует противопожарный водопровод для подачи воды в необходимое место, противопожарный резервный парк в количестве двух 450 мі резервуаров, колодцы с пенообразователем. В пожарном депо передвижная мотопомпа и пожарные шланги.

Проводится периодический контроль исправности средств пожаротушения службой. Пожарной охраны и постоянно действующей комиссией предприятия.

В насосных станциях ведется автоматизированный контроль воздушной среды с выводом информации на диспечерский пульт месторождения. В случае высокой загозованности автоматически останавливаются насосные установки.

Система сбора и подготовки нефти и газозакрытого типа работает в определенном техническом режиме.

На территории месторождения запрещается пользоваться открытым огнем, если это не требуется в производственных условиях.

Все газосварочные работы на объекте с возможным выделением газа производится по наряду-допуску.

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Охрана недр и окружающей среды в условиях АНГДУ

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению и устранению загрязнения атмосферы, водоемов и земель, т.е. природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшений загрязнений воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технололические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях. К основным мероприятиям относят:

- правильный выбор материалов для оборудования, трубопроводов и арматуры;

- герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки нефти, газа и газоконденсата;

- применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгермитизации оборудования;

- применение в качестве топлива для технологических нужд газа, прошедшего осушку;

- применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его снижением в факелах, уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают снижение газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов углеводородов с поверхностей испарения из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на снижение, системы улавливания паров.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при открытом фонтанировании нефти. Для локализации и предотвращения перемещения нефти. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные преграждения. Скважины, блочные замерные установки, емкости для сепарации, резервуары имеют обвалование.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуется большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникацией одинакового назначения параллельно в одной траншее. На участках временного кольцования осуществляется рекультивация земель. Плодородный слой снимают и складируют, а после выполнения технологических работ, возвращают на прежнее место.

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Организация добычи нефти

Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность и систем сбора нефти и нефтяного газа. Нефтяные месторождения эксплуатируются фонтанным и механизированным способами. Из насосных установок подавляющая часть приходится на глубинные штанговые насосы, хотя в последнее время все более широко применяют центробежные погружные электронасосы для эксплуатации высокодебитных скважин.

Система сбора нефти и попутного газа в зависимости от условий может быть двух- или однотрубной. При двухтрубной схеме сепарация газа от нефти осуществляется на индивидуальных при скважинных трапных установках или на групповых трапно-замерных установках. После сепарации по самостоятельным нефте- и газосборным коллекторам нефть подается на нефтесборные пункты, а газ - на прием компрессорных станций.

При однотрубном сборе продукция скважин самотеком или насосом подается сразу на нефтесборные пункты, где и происходит полная сепарация газа от нефти. Нефть поступает на установки подготовке нефти, газ - к компрессорным станциям.

Численный состав групп по добыче нефти, а также исследовательских групп изменяется в зависимости от числа закрепленных за ними скважин, расстояния между скважинами, а также от степени автоматизации и телемеханизации обслуживания скважин.

Одно из ведущих направлений совершенствования добычи нефти -автоматизация и телемеханизация производственных процессов. При этом обеспечивается не только автоматизация отдельных процессов, но и централизация управления производством, оперативность в обслуживании всего нефтепромыслового хозяйства, а также совершенствования форм организации управления и труда.

Основное звено системы телемеханизация - диспетчерский пункт, он связан с датчиками и автоматами, установленными на скважинах, пунктах систем поддержания пластовых давлений, резервуарных парках и перекачивающих станциях.

Внедрение автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых привело к изменению функций обслуживающего персонала, а также к совершенствованию обслуживания нефтепромысловых объектов.

Комплексно-механизированное звено обеспечивает выполнение планового задания по добыче нефти и газа, соблюдая установленные режимы работы производственных объектов путем проведения своевременного и качественного планово-предупредительного ремонта наземного оборудования скважин. Состав звена, возглавляемого старшим оператором по добыче нефти, зависит от трудоемкости обслуживания производственных объектов. Операторы по добыче нефти и газа должны владеть смежными профессиями - тракториста, электромонтера, слесаря-ремонтника. За каждым звеном закрепляют транспорт. Все работы по обслуживанию и ремонту оборудования проводят по месячным графикам планово-предупредительного ремонта.

С внедрением комплексно-механизированных звеньев сокращается удельная численность производственного персонала по обслуживанию скважин за счет совмещения отдельных работ или смежных профессий, укрепления зон обслуживания и уплотнения рабочего времени.

Одним из основных технологических процессов нефтедобычи является комплексная подготовка сырой нефти, хранение и сдача ее товарно-транспортному управлению. Нефть подготавливают в НГДУ на установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации, а также отчистки промышленных сточных вод. В составе нефтедобывающих управлений имеется цех по комплексной подготовке и перекачки нефти, который, кроме работ по подготовке нефти, осуществляет хранение, учет и лабораторный контроль за качеством даваемой нефти

6.2 Экономическое обоснование ввода фонтанной скважины на Ключевском месторождении

Рассчитываю годовую добычу нефти по скважине Ключевского месторождения по формуле.

Q=q*Ки*Тк*Кэ*n

где q - дебит скважины по нефти

n - количество скважин

Тк - календарное время

Кэ- коэффициент эксплуатации

Ки - коэффициент изменения дебита

Q=34,6*1 * 365*1 = 12629т

Добыча по скважине Ключевского месторождения составляет 12629 т. Добыча нефти по НГДУ составляет 1969 тыс. т.

Скважино-месяцы отработанные рассчитываю по формуле:

Сэ = n * tк * Кэ

1. по скважине Сэ = 1 * 12 * 1 =12 скв.мес.

2. по НГДУ Сэ = 713 * 42 * 1 = 8556 скв.мес.

Расчитываю условно-постоянные статьи затрат. Для этого скважино-месяцы отработанные по скважине Ключевского месторождения умножаю на статью затрат по НГДУ и делю на скважино-месяцы отработанные по НГДУ. Полученный результат делю на добычу нефти по скважине и получаю затраты на 1т нефти.

Основная зарплата производственных рабочих

18024 * 12 / 8556 = 25,3 руб.

на 1т.

25,3/ 12629=2,01

отчисления на соцнужды

7132,3* 12/8556= 10

на 1т.

10/ 12629=0,79

Амортизация скважин

26092,6* 12/8556=36,6

на 1т.

36,6/ 12629=2,9

Содержание и эксплуатация оборудования

113697,2* 12/8556= 159,5

на 1т.

159,5/ 12629= 12,66

Цеховые расходы

40283,7* 12/8556=56.5

на 1т.

56,5/ 12629=4,48

Резерв на капремонт

69073,8*12/8556=96,9

на 1т.

96,9/ 12629=7,69

Управленческие расходы

265783,9*12/8556=372,8

на 1т.

372,8/12629=29,58

НИОКР

9651,6*12/8556= 13,5

на 1т.

13,5/ 12629=1,07

Рассчитываю условно-переменные статьи затрат. Для этого составляю затраты по НГДУ умножаю на количество добытой нефти в течение года по месторождению и делю на годовую добычу по НГДУ.

Искусственное воздействие на пласт

21415954 * 12629 / 1969000 = 394,4

Технологическая подготовка нефти

19619792 * 12629 / 1969000 = 478,3

сбор и транспортировка нефти

66127800*12629/1969000=490,9

плата за недра

51480794*12629/1969000=826,4

прочие производственные расходы

55036815*12629/1969000=988,6

Полученные данные сведем в таблицу № 1

Таблица 1. Калькуляция себестоимости добычи нефти

Наименование статей	НГДУ	По скважина	Отклон. +/-
	Всего тыс.	Руб.	Всего тыс.	Руб.
Расход на энергию по извлечению нефти	12104,6	7,13	-	-	-7,13
Расход по искусственному воздействию на пласт	53071,3	31,3	394,4	31,3	-
Основная зарплата производственных рабочих	18024,2	10,6	25,3	2,01	-8,59
Отчисление на социальное страхование	7132,3	4,2	10	0,79	-3,41
Амортизация скважин	26092,6	15,37	36,6	2,9	-12,47
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	66127,8	38,96	490,9	38,96	-
Расходы по технологической подготовке нефти	64445,6	37,96	478,3	37,96	-
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	113697,2	66.98	159,5	12,66	-54,32
Цеховые расходы	40283,7	23,73	56,5	4.48	-19,25
Плата за недра	111345,2	65,59	826,4	65,59	-
Резерв на капремонт	69073.8	40.69	96,6	7,69	-33
Прочие производственные расходы	133192,7	78,46	988,6	78,46	-
НИОКР	9651,6	5,76	13,5	1,07	-4,69
Управленческие расходы	265783,9	158,85	372,8	29,58	-129,27
Полная себестоимость	979840,3	585,6	3949,7	313,5	-272,13

Себестоимость 1т нефти по скважине меньше, чем по средней скважине НГДУ на 272,1 руб. Рассчитываю затраты по вводу скважины в эксплуатацию. Расчет представляю в таблице 2

Таблица 2

Наименование статей	Стоимость 1 бр- часа	Время	Сумма, руб.
1. Зарплата	115,73	52	610
2. Отчисления на соцстрах		35,6	217
3. Амортизация оборудования	8,79	52	457
4. Электроэнергия	5,96	52	310
5. Вспомогательные материалы	105,64	52	5493
6. Транспорт и спецтехника	783,58	52	40746
7. Износ малоценки	2,49	52	130
8. Услуги геофизике	17,97	52	934
9. Прочие расходы	34,3	52	1784
10. Итого прямых затрат			50681
11. Цеховые расходы		25%	12670
12. Пожарная охрана			110
13. Стоимость скважины			18200000
14. Итого			18263461

Себестоимость добычи 1т нефти с учетом затрат по вводу скважины в эксплуатацию.

С 1 = (3949,7 + 0,15 * 18263,5) / 12629 = 530,9 руб.

Рассчитываю прибыль по скважине

П = (Ц 1 - С 1) * Q1

Ц 1 - цена 1 т нефти

Q1 - годовая добыча нефти

С 1 - себестоимость 1т нефти

П 1 = (850 - 530,9) * 12629 = 4020,7 тыс.руб.

Срок окупаемости скважины Т=К/т

К - капиталовложения всех затрат по вводу скважины в эксплуатацию

Т = 18263,5 / 4020,7 = 4,5 года

Удельная прибыль по скважине

П 1=П 1/Q1

П 1 = 4020,7 / 12629 = 319,1 руб.

Показатели по средней скважине НГДУ

Годовая добыча

Q1= 1969000/7,13= 2762т

ДQ = 1262,9-2762=9867

Суточный дебит

q1=2762/365= 7,56т

Дq = 34,6 - 7,56 = 27,04т

Прибыль по средней скважине НГДУ

П 1 = (700 - 585,6) * 2762 = 315,7 тыс. руб.

Удельная прибыль

ДП = 4020,7 - 740,3 = 3280,4 тыс. руб.

ДП 1 = 3280,4 / 12629 = 260,3 руб.

6.3 Технико-экономические показатели

На основании данных расчетов составляю таблицу 3

Таблица 3 Технико-экономические показатели

Наименование показателей	Ед. измер.	По ср. скв.	По скваж.	Отклон +/-
Суточный дебит	Т	7,56	34,6	-27,04
Добыча нефти	Т	2762	12629	+9867
Себестоимость	Руб.	585,6	530,9	-54,7
Прибыль	Тыс.руб.	740,3	4020.7	+3280,7
Удельная прибыль	Руб.	264,4	319,1	+160,3
Срок окупаемости	Лет	15	4,5	-10.5

Из таблицы видно, что скважина по сравнению со средней скважиной НГДУ более выгодна и перспективна т.к. среднесуточный дебит выше на 27т. При меньшей себестоимости 530,9 руб. против 585,6 руб. за тонну дает большее количество нефти 9867т., а следовательно, и прибыли на 3280,7тыс. руб. Эти факторы сокращают срок окупаемости до 4,5 года.

Размещено на Allbest.ru

...