Повышение продуктивности скважин Восточно-Сургутского месторождения химическим методом

Важнейшим техническим элементом при проведении СКО является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном (его наличие обязательно!) и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата. На поверхности при обвязке цистерн и агрегатов используются прочные металлические трубы. В зависимости от технологических параметров СКО одновременно могут использоваться несколько однотипных агрегатов, обвязываемых в единую систему.

На рисунке 2.3 приведена схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок.

Совершенно очевидно, что при проведении СКО необходимо строго соблюдать правила обеспечения безопасности жизнедеятельности и защиты окружающей среды.

Рисунок 2.3 - Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок

1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.

Рисунок 2.4 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш 30А:

1 - кабина машиниста; 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

3.6 Анализ эффективности и пути совершенствования технологии

3.6.1 Исходные данные для расчета

Исходя из литолого-петрографической характеристики продуктивных коллекторов в скважине № 37 и физико-химической характеристики нефти, предлагается в данной скважине провести СКО.

Ниже приведены геолого-технические данные по скважине № 371 Лор-Еганского месторождения (таблица 3.1)

Таблица 3.1 - Геолого-технические данные по скважине

Параметры	Обозначение	Ед. изм.	Значения
1	2	3	4
1. Глубина скважины	L	м	3364
2. Плотность нефти	сн	кг/м3	900
3. Эффективная толщина пласта	h	м	10
4. Диаметр эксплуатационной колонны	Dэ.к.	м	0,168
5. Внутренний диаметр экспл. кол.	Dвн. э.к.	м	0,156
6. Интервал перфорации скважины	l	м	3321-3331
7. Диаметр открытого ствола скважины	Do	м	0,156
8. Диаметр НКТ	dнкт	м	0,073
9. Внутренний диаметр НКТ	dвн.нкт	м	0,062
10. Вязкость нефти	м	мПа·с	3,0
11. Текущий дебит нефти	Qт.	т/сут.	36,23
12. Пластовое давление	Рпл.	МПа	28,57
13. Коэфициент проницаемости	Кпр.	мкм2	0,01209
1	2	3	4
14. Глубина спуска НКТ	Н	м	3331
15. Радиус контура питания.	Rк	м	250
16. Вязкость нефти в пластовых условиях	мп.у.	мПа·с	10,8
17. Депрессия на пласт	ДР	МПа	5,23

Схема провеведения соляно-кислотной обработки скважины включает четыре основных последовательно проведенных операций, которые представлены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема проведения СКО: а - глушение скважины; б - закачка расчетного объема солянокислотного объема и герметизации затрубного пространства; в - задавка в пласт продавочной жидкостью; г - продавка в пласт всего объема солянокислотного раствора

1- жидкость для глушения скважин; 2 - солянокислотный раствор; 3 - продавочная жидкость (дегазированная нефть); 4 - эксплуатационная колонна; 4 - НКТ; 5 - интервал обработки; 6 - нагнетательные линии;

3.6.2 Расчет количества химреагентов и воды

Ниже приведен расчет необходимого количества химреагентов для приготовлении солянокислотного раствора 10 %-ной концентрации.

Объем концентрированной 27,5%-ной товарной соляной кислоты для 10 %-го солянокислотного раствора может быть найден по формуле:

,

где A и B - числовые коэффициенты, А = 214 для кислоты 10 %-ной концентрации, В = 226 для 27,5 %-ной концентрации;

x - 10 %-ная концентрация солянокислотного раствора;

z - 27,5 %-ная концентрация товарной кислоты;

Vк.р. - объем товарной кислоты, м3.

Объем рабочего кислотного раствора определяется по следующей формуле:

Vк.р. = k·h,

где h - вскрытая эффективная толщина продуктивного пласта, м;

к - объем кислотного раствора, который принимаем исходя из промыслового опыта работ (к = 0,7 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта)

Vк.р. = 0,7·10 = 7 м3

Следовательно,

м3

В качестве ингибитора коррозии принимаем уротропин. Необходимое количество уротропина определяется по формуле:

,

где bу - рекомендуемое количество уротропина (0,3%);

Vк.р - объем рабочего кислотного раствора, м3;

Су - объемная доля уротропина, %;

Следовательно,

л = 0,02 м3

Для предотвращения выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве:

,

где bу.к. - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (bу.к. = f + 0,8 = 0,5 + 0,8 = 1,3 %; f - содержание в соляной кислоте солей железа, равное 0,8 %);

Vк.р - объем солянокислотного раствора, м3;

Су.к. - концентрация уксусной кислоты (принимаем 80 %).

Следовательно,

л = 0,114 м3

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений (силикатов и цементной корки) и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:

,

где bп - процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (принимаем 1,0 %);

Vк.р - объем солянокислотного раствора, м3;

Сп - концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах содержания HF, (Сп = 40 %).

Следовательно,

л = 0,175 м3

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,4 % (в пересчете на SO3), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.

Для предотвращения выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве

,

где Vк.р - объем рабочего солянокислотного раствора, м3;

a = 0,4 % - содержание SO3 в товарной соляной кислоте;

x - 10 %-ная концентрация солянокислотного раствора;

z - 27,5 %-ная концентрация товарной кислоты.

кг = 0,0007 м3

(при плотности хлористого бария 4,0 г/см3).

В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем детергент, который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество детергента составляет 1-1,5 % от объема рабочего солянокислотного раствора (принимаем 1 %). Следовательно,

QДС = Vк.р · 0,01 = 7 · 0,01 = 0,07 м3

Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора определяется по формуле:

Vв = Vк.р - Vk - УQ м3,

где Vк.р - объем солянокислотного раствора, м3;

Vк - объем концентрированной товарной соляной кислоты, м3;

УQ - суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору, м3.

УQ = 0,02 + 0,114 + 0,175 + 0,07 = 0,379 м3

Vв = 7 - 2,3 - 0,379 = 4,3 м3

После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl, и если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.

При закачке расчетного объема кислоты она разместиться следующим образом:

1. выкидная линия диаметром 0,05 м, длиной 100 м

Vв.л.= рr2 · lв.л.=3,14·0,0252 ·100= 0,00196·100 = 0,2 м3,

2. НКТ диаметром 0,062 м

l нкт.= Vк.р - Vв.л / рr2 = 7 - 0,2/ 3,14·0,0312 = 2254 м

Чтобы разместить кислотный раствор в интервале (3321 - 3331 м.), в затрубном пространстве, необходимо закачать при открытой задвижке на затрубном пространстве следующий объем продавочной жидкости:

3. Интервал обрабатываемого пласта:

Vин.= р (R2от.ст.с)·Lи.п. = 3,14·(0,0061)·10 = 0,19 м3

4. Внутренний объем НКТ:

Vнкт.вн. = р (R2нкт)· (Lнкт.- lнкт.) = 3.14·(0,00096)·1077 = 3,2 м3

Объем продавки с целью размещения HCL против интервала обработки

УV = 0,2 + 3,2 + 0,19 = 3,59 м3.

После этого устье скважины герметизируют и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 12 м3 нефти.

Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты Азинмаш - «30А».

Необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости:

Рвык = Рзаб - Рж + Рmp = 40 - 29,4 + 2,9 = 13,5 МПа

3.6.3 Расчет количества агрегатов и времени закачки кислотного раствора

Определим требуемое количество агрегатов:

==1,03+1=2,3 примем 2 агрегата;

(Азинмаш-«30А», на базе КрАЗ-225 и ЦА-320, на базе Урал-4320.)

При закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-«30А» будет работать на третьей скорости, при этом давление на выкиде насоса 13,5 мПа больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора со скоростью подачи насоса 6,85 л/с и давление 174 кгс/см2 . В нашем случае требуемое количество агрегатов составляет (1,2), то дополнительно к Азинмаш-«30А», используем цементировочный агрегат ЦА-320.

Таблица 3.2 - Техническая характеристика агрегата Азинмаш-«30А»

Скорость	Частота вращения коренного вала насоса в минуту	Плунжер диаметром 100 мм	Плунжер диаметром 110 мм
		теоретическая производительность насоса, л/с	давление, кгс/см2	теоретическая производительность насоса, л/с	давление, кгс/см2
II	54,9	2,5	500	3,6	332
III	104,5	4,76	250	6,85	174
IV	183,5	8,48	140	12,22	97
V	240,0	10,81	110	15,72	76

Количество автоцистерн, задействованное для обработки:

Nавт. = Vобщ. продавки / Vавт.цист. = 12 / 10 = 1,2 примем 2 автоцистерны

(Автоцистерна АЦН - 10, на базе Урал-4320.)

Необходимое время для закачки солянокислотного раствора агрегатом:

,

где Vк.р. - объем солянокислотного раствора, м3;

Vо.прод. - объем общей продавочной жидкости, м3 ;

Q - производительность насоса, л/с.

часа

Рецептура для проведения СКО представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Рецептура приготовления солянокислотного раствора 10%-ной концентрации

Реагент	Процентное содержание, %	Объем, м3	Объем, л
Техническая вода	-	4,3	4300
Соляная кислота (товарная)ГЛИНО-КИСЛОТА	27,5	2,3	2300
Ингибитор Уротропин	0,3	0,02	20
Уксусная кислота	1,5	0,114	114
Плавиковая кислота	1,0	0,175	175
Детергент	1,0	0,07	70

3.7 Расчет продавки кислотного раствора

3.7.1 Расчет объема скважины

Для проведения обработки необходимо определить объем скважины в интервале перфорации 3321- 3331м:

Vскв = V3331 - VНКТ = (р· D2вн.э.к. /4)·L - LНКТ·р·(d2НКТ - d2НКТ.вн)/4

Где Vскв - объем скважины, занимаемый жидкостью до глубины 3331 м;

V3419 - объем обсадной колонны до глубины 3331 м;

VНКТ - объем жидкости, вытесненной из НКТ, м3;

Dвн.э.к. - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

dНКТ - наружный диаметр НКТ, м;

dНКТ.вн. - внутренний диаметр НКТ, м;

L - длина участка обсадной колонны, м;

LНКТ - глубина спуска НКТ, м.

V3331 = (3,14·0,1562/4)·3331 = 63,6 м3

VНКТ = 3331·3,14·(0,0732-0,0622)/4 = 3,9 м3

V скв = 63,6 - 3,9 = 59,7 м3

3.7.2 Расчет объема НКТ

VНКТ внутр = Lнкт·р·d2НКТ.вн/4,

где VНКТ внутр - внутренний объем НКТ до низа колонны;

dНКТ.вн. - внутренний диаметр НКТ;

Lнкт - глубина спуска НКТ.

VНКТ внутр = 3331·3,14·0,0622/4 = 10,1 м3

3.7.3 Расчет объема участка обсадной колонны

Необходимо провести расчет объема, находящегося на глубине (3331-3364 м).

V1 = (L1 - L2)·р·( D2о)/4,

где V1 - объем скважины в интервале обработки пласта L1 = (3364 м), верх интервала перфорации на глубине L2 = (3331 м);

D0 - внутренний диаметр открытого ствола скважины, м;

V1 = (3364 - 3331)·3,14·(0,1562)/4 = 0,6 м3

V2 = П ·d2НКТ /4·(h)

где V2 - объем НКТ по наружному диаметру в интервале обработки пласта

V2 = 0,785 · 0,0732 ·10 = 0,04м3

где V3 - объем кольцевого пространства между открытым стволом скважины и наружным диаметром НКТ

V3 = V1 - V2 = 0,6 - 0,04 = 0,56 м3 (3.15)

3.7.4 Расчет объема продавочной жидкости

С целью предохранения эксплуатационной колонны от длительного агрессивного влияния соляной кислоты и для более глубокой обработки ПЗП необходимо предусмотреть дополнительный объем продавочной жидкости, с помощью которого кислота будет задавлена вглубь пласта. Обычно принимается 10%-ное превышение расчетного объема продавочной жидкости.

Vпродавки. =Vв.л.+ VНКТ внутр + V3

Vпродавки = 0,2 + 10,1 + 0,56 = 10,86 м3

Vобщ. продавки = Vпродавки + 0,1·Vпродавки

Vобщ. продавки = 10,86 + 0,1·10,86 = 12 м3

3.8 Гидродинамические расчеты

Радиус проникновения кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при проведении СКО:

Rпр = 0,5 = 12,1м

где Vк.р - объем кислотного раствора (7,0м3 );

Кп - коэффициент проницаемости (0,012 мкм2 ) ;

Ктр - коэффициент трещиноватости пород (0,005);

D0 - диаметр открытого ствола скважины (156мм);

h - эффективная толщина пласта (10м);

Проектный дебит скважины рассчитываем по формуле:

Q = = = 78,84 м3 /сут = 71,8

т/сут

где Кп - коэффициент проницаемости ( 0,012мкм2 ) ;

h - эффективная толщина пласта (10м);

ДР - депрессия на пласт (5,23МПа);

мн - вязкость нефти (10,8мПа·с);

Rпр - радиус проникновения (12,1м);

Rс - радиус скважины (0,08м);

Среднемесячный дебит до проведения СКО по скважине 1077 Восточно-Сургутского месторождения составлял 36,23 т/сут, в результате проведения обработки дебит увеличился до 71,8 т/сут. Результаты сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Технологический эффект от проведения ГКО

Интервал продуктивного пласта	Возраст	Дебиты	Увеличение дебита, т/сут
	Отложения	до СКО т/сут	после СКО т/сут
3321-3331	D3fm-IIa''
	Карбонатные	36,23	71,8	35,57

Опираясь на опыт проведения соляно-кислотных обработок продуктивного пласта, применявшихся при ОПЗ карбонатных коллекторов продолжительность эффекта принимаем 10 месяцев или 305 дней.

4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИПАНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В СКВАЖИНЕ №1077 ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В нефтенасыщенных коллекторах карбонатных отложений для обработки призабойной зоны пласта наиболее эффективно применение химических методов воздействия. В результате проведения обработки призабойной зоны пласта гипано-кислотной обработки пласта была получена дополнительная нефть.

4.1 Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета

Показатели	Ед. измерения	Количество	Источник информации
1	2	3	4
Объем добычи нефти по месторождению	тыс./т.	798,5	План ООО «НМНГ»
Объём работ по интенсификации добычи	скв- операция	1	План ОТМ
Себестоимость добычи 1т. нефти, в т.ч. условно-переменные	руб. руб.	4187 1516	Отчёт предприятия
Цена реализации 1 т нефти (внутренний рынок)	руб.	9000	Отчёт предприятия
1	2	3	4
Нормативное время на проведение мероприятия	Бригадо- час.	26,68	Наряд-задание, табл. №5.2.2
Часовая тарифная ставка бурильщика КРС VI разряда	руб./час.	68,49
Часовая тарифная ставка помощника бурильщика КРС IV разряда	руб./час.	49,24	Тарифная сетка
Часовая тарифная ставка помощника бурильщика КРС IV разряда	руб./час.	49,24	НГДУ
Среднесуточ- ный дебит	до проведения СКО	т./сут.	36,23	Стр. 63 д.п.
	после проведения СКО	т./сут.	71,8	Стр. 72 д.п.
Продолжительность технологического эффекта	сут.	305	Стр. 72 д.п.
Простой скважины в среднем за год	сут.	1	Карточка работы скважины
Коэффициент эксплуатации		0,997	Отчет предприятия
Соляная кислота	л.	2300	Стр. 69 д.п.
Уксусная кислота	л.	114
Ингибитор Уротропин	л.	20
Плавиковая кислота	л.	175
гипан раствор	л.	70

Таблица 4.2 - Исходные данные для расчета

Вид техники	Количество, шт.	Стоимость 1 маш.-часа, руб.
Азbyvfi-ЗОА, на базе КрАЗ-250	1	919,35
ЦА-320, на базе Урал-4320	1	728,48
Автоцистерна АЦН -10, на базе Урал-4320	2	930,72
Пороговая стоимость, допускаемая ОАО «Сургутнефтегаз» при заключении договоров за эксплуатацию спецтехники.

НАРЯД

На производство соляно-кислотной обработки (в нефтяной скважине)

Скважина № 371

Количество нефти, которую получили бы за 305 суток, не проводя СКО, рассчитывается по формуле:

Q1=q1NT2KЭ,

где q1 - среднесуточный дебит до проведения СКО, т;

N - количество скважин;

Т2 - продолжительность технологического эффекта, сут.;

Кэ- коэффициент эксплуатации скважины.

Тип станка: УПА-60/80
Продолжительность	Нормативная
Оснастка: 3Ч4	дней: 1,1
ЭК: диаметр 168 мм. гл. 3364 м.	Фактическая продолжительность:
НКТ: диаметр 73 мм. гл. 3331 м.	дней: 1,1
Интервал перфорации 3321-3331 м.	бр/час: 26,68

Таблица 4.3 - Наряд-смета на СКО

№ п/п	ЕНВ	Содержание работ	Ед. изм.	Время (час.)
1	2	3	4	5
1	БВ - промывка, & 113 МНВ на КРС	ПЗР, промывка 1,5 цикла с наращиванием, 3 раза	опер.	4,25
2	&& 171, 174 КРС, 102, 104(а), 105 ИСП	ПЗР, полный цикл работ по обраб. пласта реагентом (сборка линий и подсоед. агрегатов к скважине, опрес. линий, опр. поглотит. способности пласта до начала работы и после, пригот. компонентов реагента для закачки, закач. реаг. в скважину, отсоед. агр., разборка линий)	опер.	5,85
3		Ожидание действия реагента на пласт	опер.	4,0
4	БВ - промывка	ПЗР, промывка 1,5 цикла	опер.	4,25
5	& 3 п.13, 4 п.1, 80 без п.1, БВ «Подъем и спуск»	ПЗР, подъем пера воронки на НКТ 2 1/2"	опер.	3,0
6		ИТОГО		21,35
7	& 321 МНВ на КРС	Мелкоремонтные работы	опер.	5,33
		ВСЕГО		26,68

Q1= 36,2313050,997 = 11017т

Количество нефти, полученной после СКО, будет:

Q2=q2NT2KЭ,

где q2 - среднесуточный дебит после проведения СКО, т;

Q2= 71,813050,997 = 21833,3 т

Расчёт объёма дополнительно добытой нефти:

+?Qдоп..н= Q2 - Q1

где Q1 -- объём добычи нефти до ГКО;

Q2 - объём добычи нефти после ГКО;

+?Qдоп..н = 21833,3 - 11017 = 10816,3 т

4.2 Методика расчета экономического эффекта

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта. В нем находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда, фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производства, показатели технического уровня производства и качества продукции.

Показатель экономического эффекта (Эт) на всех этапах оценки мероприятия определяется как превышение стоимостной оценки результатов (Рт) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (Зт) за весь срок осуществления мероприятия (Т)

Эт= Рт- Зт

При определении стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию возможны два основных направления.

Первое, когда использование мероприятия позволяет увеличить объем производимой продукции. В этом случае Рт представляет собой прирост произведенной продукции, оцененной в оптовых ценах предприятия. Зтскладываются из затрат на производство дополнительной продукции и затрат на осуществление мероприятия.

Второе, когда использование мероприятия изменяет технико-экономические показатели существующего производства за счет его реконструкции - модернизации, изменения техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации, управления и т.д. В этом случае, если не изменяется объем производимой продукции, то Рт выражаются суммой, на которую уменьшаются затраты на производство продукции. При изменении объема производства величина учитывает изменения объема продукции в оптовых ценах предприятия. Величина Зт во втором варианте представляет собой стоимость всех ресурсов, израсходованных на реализацию мероприятия.

Затраты на проведение мероприятия рассчитываются по формуле:

Змер= Зрег + Зз/п + Зсоц. + З спец.техн

где Зреаг - затраты на приобретение химических реагентов, руб.;

З з/п - затраты на зарплату производственных рабочих, руб.;

Зсоц.-- отчисления в социальные фонды, руб.;

З спец.техн. - затраты на доставку и закачку хим. реагентов в пласт, руб.

Затраты на приобретение химических реагентов

Зреаг.=Нр Цреаг.

где Нр - норма расхода реагента, т;

Ц реаг. - цена реагента, с учетом ТЗР, без НДС, руб./т;

Затраты на заработную плату производственных рабочих

Зз/п=ТНВ,

где Т - тарифная ставка бригады КРС, руб.; НВ - норма времени на скв-операцию, час. Отчисления в социальные фонды

Зсоц. = Зз/п 0,26

где 26,0% - ставка единого социального взноса.

Затраты на доставку и закачку химических реагентов в пласт:

3спец.техн. = BpСчас

где Вр - время проката спец.техники по наряд-заданию, н-часы;

Счас.-- стоимость маш-часа, руб.

Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, определяются по формуле:

Здоп= Qн доп'Зпер,

где Q н доп'. - объем дополнительно добытой нефти, т;

Зпер - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти, руб/т

Общие затраты на мероприятие

3общ = Змер+ Здоп,

Выручка от реализации дополнительно добытой нефти

Вдоп. = Qн доп.Ц ,

где Ц - цена реализации нефти.

Экономический эффект от внедрения мероприятия

Э = Вдоп- 3общ.

Прибыль, которую получит предприятие при внедрении метода увеличения нефтеотдачи за счет дополнительно добытой нефти и изменения себестоимости добычи нефти определяется по формуле (прибыль балансовая):

Пб = (Ц-С2) ( Q1+ Qн доп) - (Ц - С1) Q1,

где Ц - цена нефти, руб;

C1 и С2 - себестоимости добычи нефти соответственно до и после внедрения метода увеличения нефтеотдачи;

Q1 - добыча нефти до внедрения метода увеличения нефтеотдачи по предприятию;

Qн доп - дополнительная добыча нефти.

4.3 Расчет экономического эффекта проведения ГКО

4.3.1 Затраты на приобретение реагентов

Количество химических реагентов, продолжительность их закачки берется в соответствии с технологическими нормами проведения кислотной обработки.

Затраты на приобретение реагентов для закачки в пласт приведены в таблице (4.4)

Таблица 4.4 - Затраты на приобретение реагентов для закачки в пласт

Наименование реагентов	Норма расхода, литр.	Цена с тзр, без НДС, руб.	Сумма, руб.	Источник получения информации по цене.
Соляная кислота	2300	15,00	34500,00
Уксусная кислота	114	28,80	3284,00
Ингибитор Уротропин	20	22,00	440,00
Плавиковая кислота	175	25,00	4375,00
гипан раствор	70	40,00	2800,00
Итого:			45399,00

4.3.2 Заработная плата производственных рабочих

Затраты на заработную плату производственных рабочих рассчитываются по формуле

33/П = ТНВ,

где Т - тарифная ставка бригады КРС, руб.;

НВ - норма времени на скважино -операцию, час.

Таблица 4.5 - Заработная плата производственных рабочих

№	Показатели	Тарифная ставка, руб/ч
1	Бурильщик КРС VI разряда	68,49
2	Помощник бурильщика КРС IV разряда	49,24
3	Помощник бурильщика КРС IV разряда	49,24
4	Машиниста подъёмника КРС V разряда	59,07
5	Итого тарифная ставка вахты	226,04
6	Итого тарифная ставка бригады	904,16
7	Премия (40 %)	361,66
8	Северная надбавка (80 %)	1012,66
9	Районный коэффициент (80 %)	1012,66
10	Итого по тарифу бригады	3291,14
11	Итого по наряд- заданию (3291,14 Ч 26,68)	87807,62

4.3.3 Единый социальный налог

26 % - отчисления на социальное страхование:

Зсоц=87807,62 0,26 = 22829,98 руб.

4.3.4 Прокат спецтехники

Таблица 4.6 - Прокат спецтехники

Вид техники	Кол-во спецтехники	Нормативное время в часах	Стоимость 1часа проката, руб.	Сумма, руб.
Азинмаш-30А, на базе КрАЗ-225	1	26,68	919,75	24538,93
ЦА-320, на базе Урал-4320	1	26,68	728,48	19435,85
Автоцистерна АЦН-10 на базе Урал-4320	2	26,68	930,72	49663,22
Итого				93638,00

4.3.5 Итого прямые затраты

Зпр. = 3м + 3з/пл. +3соц+ 3прок

Зпр. = 45399,00+ 87807,62+ 22829,98+93638,00= 249674,60 руб

Таблица 4.7 - Прямые затраты

Статьи затрат	Сумма, руб.
Приобретение реагентов для закачки в пласт 3м	45399,00
Заработная плата производственных рабочих з/пл	87807,62
Социальное страхование 26% 3соц	22829,98
Прокат спецтехники 3прок	93638,00
Итого	249674,60

4.3.6 Условно - переменные затраты, связанные с дополнительно добытой нефтью

Условно - переменные затраты:

3 усл.перем = Q н.доп 3 усл.перем.,

3 усл.перем = 10816,3 1516,00 = 16397056,00 руб.

4.3.7 Всего затраты на проведение ГКО

Зобщ = Зпр+ З усл.перем. = 249674,60 + 16397056,00 = 16646730,60 руб.

Выручка от реализации дополнительно добытой нефти по формуле:

Вдоп = Qh доп Ц = 10816,39000,00 = 97346700,00 руб.

Экономический эффект от внедрения мероприятия определяется по формуле:

Э=Вдоп 30бщ. =97346700,00 -16646730,60 = 80699969,40 руб.

Прибыль балансовая по предприятию определяется по формуле:

Пб = (Ц-С2) (Q1 + ?Qн.доп.) - (Ц-С1) Q1,

Пб = (9000,0 - 4151,61) (798500,0 + 10816,30) - (9000 - 4187,00) 798500,0 = 4848,39 809316,3 - 4813798500,0 = 80700555,76 руб.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Нпр = Пб. Нст. = 0,20 = 16140111,15 руб.

Чистая прибыль по предприятию определяется по формуле

Пч. = Пб. - Нпр., = 80700555,76 - 16140111,15 = 64560.5 тыс. руб.

где Пб - прибыль балансовая;

Нпр. - налог на прибыль;

Срок окупаемости затрат определяется по формуле:

Ток. = Зобщ/ Пч =16646,730/64560,5 = 0,25 года = 91 день

4.4 Технико-экономические показатели проведения гипано--кислотной обработки в скважине №1077 Восточно-Сургутского месторождения

Таблица 4.8 - Технико-экономические показатели проведения гипано-кислотной обработки

Показатели	Ед.изм.	Базисный вариант	По проекту
Количество скважино-операций	скв-опер	-	1
Среднесуточный дебит	т/сут	36,23	71,8
Продолжительность технологического эффекта	Сут	-	305
Объем добычи нефти по предприятию, Q	Т	798500	809316,3
Объем добычи нефти по скважине	Т	11017,0	21833,3
Объем дополнительной нефти	Т	-	10816,3
Себестоимость добычи 1 т. нефти: - по предприятию - по скважине	руб.	4187,00 4187,00	4151,61 3309,77
Затраты на проведение ГКО всего	тыс. руб.	-	16646,73
в т.ч. прямые затраты:	тыс. руб.	-	249,67
- материалы	тыс. руб.	-	45,40
- заработная плата ППП	тыс. руб.	-	87,81
- ЕСН (26,0 %)	тыс. руб.	-	22,83
- использование спецтехники	тыс. руб.	-	93,64
Затраты связанные с дополнительной нефтью	тыс. руб.		16397,06
Прибыль чистая	тыс. руб.	-	64560,44
Налог на прибыль	тыс. руб.	-	16140,11
Срок окупаемости затрат	Лет	-	0,25

Диаграмма 4.1. Среднесуточный дебит

Диаграмма 4.2. Объем добычи нефти по скважине

Диаграмма 4.3. Себестоимость добычи 1 тонны нефти

5. ОХРАНА ТРУДА

Законодательством РФ предусмотрено, что каждый работник имеет право на рабочее место, защищенное от воздействия вредных или опасных производственных факторов. Работодатель обязан обеспечить безопасность при эксплуатации производственных зданий, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов и применяемых в производстве сырья и материалов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты, условий труда на каждом рабочем месте в соответствии с требованиями законодательства об охране труда ТК РФ.

Ответственность за состояние условий и охраны труда на предприятии возлагается на работодателя.

Для реализации своих обязательств по созданию безопасных условий труда, соблюдения прав работников на охрану труда и обеспечения правовой защиты своих интересов в области охраны труда, Работодатель осуществляет выполнение комплекса организационных, организационно-технических и технических мероприятий. Ниже приводятся основные организационные и организационно-технические мероприятия.

5.1 Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности

5.1.1 Общие положения

Предприятие разрабатывает систему положений на основании требований Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" и закона "О правилах организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте", утвержденных Постановлением Правительства РФ от 10.03.99 г. № 263.

Производственный контроль (далее по тексту - контроль) - составная часть системы управления охраной труда, которая осуществляется путем проведения комплекса мероприятий, направленных на обеспечение безопасного функционирования опасных производственных объектов, а также на предупреждение аварий на этих объектах и обеспечение готовности к локализации и ликвидации их последствий.

Требования промышленной безопасности включают в себя условия, запреты, ограничения и другие обязательные требования, содержащиеся в Федеральных законах и иных нормативно правовых актах, а также нормативно-технических документах, которые принимаются в установленном порядке и соблюдение которых обеспечивает промышленную безопасность структурных подразделений.

Структурные подразделения должны иметь соответствующие лицензии Ростехнадзора РФ и других государственных органов, которые дают право на осуществление всех необходимых видов производственной деятельности.

Лицом, ответственным за осуществление производственного контроля в головной организации, является главный инженер, он же возглавляет комиссию четвертого этапа контроля дочернего общества, проверяя организацию работы по обеспечению безопасности и охраны труда в структурных подразделениях. В своей работе он руководствуется правами и обязанностями, изложенными в "Правилах организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте".

5.2 Анализ существующих потенциально опасных и вредных производственных факторов

Человек, выполняющий производственную работу, находится под сложным влиянием условий рабочей среды, которые можно разделить на две группы:

а) физические факторы;

б) химические факторы.

К физической группе факторов относятся:

а) Метеорологические условия (микроклимат):

· температура воздуха; влажность воздуха; движение воздуха.

б) Колебания и вибрации:

· акустические колебания (шум); механические колебания (общая и местная вибрация, тряска).

в) Различного рода излучения (ионизирующие, ультрафиолетовые, световые, высокочастотные).

г) Запыленность воздуха.

К химической группе факторов относятся:

· нефть, ее соединения, нефтепродукты, горюче-смазочные вещества;

· природный и нефтяной газы;

· масла и охлаждающие смеси;

· технические растворители;

· синтетические полимеры;

· кислоты, щелочи;

· металлы и их соединения;

· сильно действующие ядовитые вещества (СДЯВ).

При несоблюдении установленных профилактических мероприятий, технологических регламентов указанные выше факторы могут оказывать вредное влияние на здоровье работающих, понижать их работоспособность, приводить к острым или хроническим отравлениям и профессиональным заболеваниям. Ниже рассмотрен ряд вредных факторов встречающихся на производстве. Так, на работах с вредными условиями труда, а также на работах, производимых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, рабочим выдаются по установленным нормам специальная одежда, специальная обувь и другие средства индивидуальной защиты.

6. ОХРАНА НЕДР, ПРИРОДЫ, ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В соответствии с Основами законодательства РФ о недрах, Основ водного кодекса РФ, Положения о Госгортехнадзоре, Закона РФ об охране атмосферного воздуха, Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, а также Положения по охране подземных вод и рыбных запасов, разведочные и доразведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях, а также перспективных площадях должны осуществляться с соблюдением мер и требований перечисленных выше нормативных и законодательных документов по охране недр и окружающей среды.

Приказами по ОАО " Юганснефтегаз" № 228 от 25 апреля 1995 года, № 474 от 4 октября 1996 года и № 485 от 11 октября 1996 года введены в действие следующие регламенты и руководящие документы по охране окружающей среды при строительстве скважин, которые служат практическим руководством при производстве:

- РД 39-0148070-003/3-94 - Дополнение к регламенту производства буровых работ по экологически безопасной технологии бурения скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз". Строительство разведочных скважин.

- Технологические регламенты. Наклонно-направленное бурение. Конструкция и крепление скважин. Углубление скважин. Вторичное вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин. Промыслово-геофизические исследования бурящихся скважин.

- РД 39-014870-003/7-95 - Регламент. Охрана окружающей природной среды при строительстве скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз".

Природоохранная деятельность должна проводиться инженерно-технической службой НГДУ, а контролироваться техническим отделом ОАО " Юганскнефтегаз", местными органами Государственного комитета по охране природы, СЭС, Гостехнадзора, инспекцией рыбоохраны и бассейновым управлением по использованию и охране поверхностных вод.

Основные потенциальные источники загрязнения окружающей Среды при строительстве скважин:

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки,

- буровые сточные воды и буровой шлам,

- материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов,

- горюче-смазочные материалы,

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины

(нефть, минерализованные воды),

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной,

- хозяйственно-бытовые жидкие и твёрдые отходы,

- загрязнённые ливневые сточные воды.

С целью исключения факторов нерационального использования природных ресурсов, загрязнения окружающей среды и нанесения ущерба народному хозяйству предлагаются следующие мероприятия:

дационного тампонажа".

По окончании строительства скважины буровое оборудование и материалы подлежат немедленному вывозу с буровой площадки, а сама буровая площадка подлежит рекультивации в определённый срок (согласно решению совещания по охране окружающей среды от 27.04.99г. и геолого-технического совещания по вопросу дополнительных работ по демонтажу и вывозу оборудования от 11.05.99г.).

Объёмы работ и мероприятия по охране окружающей среды при строительстве буровых площадок и подъездных дорог, а также рекультивации земель, в настоящем проекте не приводятся и должны быть рассмотрены в отдельном проекте, разработанном специализированной проектной организацией.

В техническом проекте на бурение скважин должны быть также рассмотрены следующие вопросы, имеющие отношение к охране окружающей среды и не нашедшие отражение в данном проекте:

- в соответствии с РД 39-7/1-0001-89, регламентом по креплению скважин и с учётом геолого-технических условий бурения выбраны типоразмеры обсадных колонн, резьбовые соединения, герметизирующие смазки, сделан расчёт колонн на прочность, предусмотрено гидроиспытание труб перед спуском в скважину - как гарантия надёжности и долговечности обсадных колонн и в целом скважины, как эксплуатационного объекта.

- разработана технология очистки, обезвреживания и утилизации отходов бурения.

- произведена количественная оценка воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ.

- произведён расчёт водопотребления и водоотведения при строительстве.

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей пояснительной записке применяются следующие обозначения и сокращения:

V - объем раствора, в м3;

g - скорость прокачки жидкости, л/сек;

Ру - устьевое давление при осуществлении процесса, МПа;

ga - производительность агрегата, л/сек;

Ра - давление, развиваемое агрегатом при принятой производительности, МПа;

п* - коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов;

Vзатр. - объем затрубного пространства, м3;

h инт. перф. - высота интервала перфорации, м;

R вн. эк. - внутренний радиус эксплутацйонной колонны, м;

R нар. нкт. - наружный радиус НКТ, м;

С - заданный процент рабочего солянокислотного раствора;

А - содержание HCL в 1 литре товарной соляной кислоты, кг/л;

Рр - плотность рабочего раствора соляной кислоты 12%-ной концентрации, г/см2 ;

b - добавки кислоты к объему раствора, %;

Vвл - объем выкидной линии от насосного агрегата до устья скважины, м3;

Рзаб. - забойное давление, МПа;

Р ж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа;

Р тр - потери давления на трение, МПа;

qнасоса - производительность насоса, л/с;

к - объем кислотного раствора на 1 м продуктивного пласта, м3;

h - толщина продуктивного пласта, м;

Vпрод. жидк - объем продавочной жидкости, м3;

рн - плотность нефти в пластовых условиях, кг/(м3Ч10-3);

Lhkt - длина НКТ, м;

Кср - средняя проницаемость пород мкм2;

h пл - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта;

?Р - депрессия на пласт, МПа;

µH - вязкость нефти в пластовых условиях, ПаЧс;

гс - радиус скважины (по каверномеру или по диаметру долота);

Q - проектный дебит скважины, т/сут;

q1 - среднесуточный дебит до проведения СКО, т;

q2 - среднесуточный дебит после проведения СКО, т;

N - количество скважин;

Т - продолжительность технологического эффекта, сут.;

Кэ - коэффициент эксплуатации скважины;

Q1 - объём добычи нефти до СКО;

Q2 - объём добычи нефти после СКО;

Зреаг - затраты на приобретение химических реагентов, руб.;

Зз/п - затраты на зарплату производственных рабочих, руб.;

Зтехн - затраты на доставку и закачку химических реагентов в пласт, руб.;

Нр - норма расхода реагента, т.;

Цреаг - цена реагента, руб./т;

Зобщ - общая заработная плата, руб.;

Зсоц - отчисления на социальное страхование, руб.;

Вр - время работ, машЧчаса (км пробега);

Сч - стоимость машЧчаса (км пробега);

Qн доп - объем дополнительно добытой нефти, т;

Зпер - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти, руб/т;

Ц - цена реализации нефти;

C1 и С2 - себестоимости добычи нефти соответственно до и после внедрения метода увеличения нефтеотдачи;

Нст - ставка налога на прибыль, %;

Ток - срок окупаемости затрат на проведение кислотной обработки, лет;

ДП - дипломный проект;

ММП- многолетнемерзлые породы;

ВНЗ - водонефтяная зона;

ВНК - водонефтяной контакт;

ППД - поддержка пластового давления;

КРС - капитальный ремонт скважин;

КР - кислотный раствор;

ПЗС - призабойная зона скважины;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПАВ - поверхностно - активные вещества;

СКВ - соляно - кислотная ванна;

СКО - соляно - кислотная обработка;

КО - кислотная обработка;

ГКО - глино - кислотная обработка;

HCL - соляная кислота;

HF - фтористая кислота;

БФА - бифторид аммония;

БФФА - бифторид - фторид аммония;

НКТ - насосно - компрессорные трубы;

ЕНВ - единые нормы времени;

ГОСТ - государственный стандарт;

ОСТ - отраслевой стандарт;

СНиП - санитарные нормы и правила;

ОТ - охрана труда;

ТБ - техническая безопасность;

ПЭЭП - правила эксплуатации установок потребителей;

ДВС - двигатель внутреннего сгорания;

СДЯВ - сильно действующие ядовитые вещества;

СЭС - санитарно - эпидемиологическая станция;

Размещено на Allbest.ru

...