Вскрытие продуктивных пластов бурения

Sсм - сметная стоимость строительства скважины, тыс.руб.

Eн - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

?T - сокращение продолжительности строительства скважины за счет внедрения новой техники, час.

В свою очередь, изменение времени строительства отдельной скважины определяет

?T = ?Tв + ?Tб + ?Tи, (15.2.9)

где ?Tв, ?Tб, ?Tи - изменение продолжительности вышкомонтажных работ, бурения и крепления, испытания скважины, час.

Изменение различных слагаемых времени бурения отразится на коммерческой скорости бурения Vk, которая определяется как отношение проходки Н (по скважине) к календарному времени бурения Т:

(15.2.10)

Величина изменения коммерческой скорости бурения ?Vk равна

(15.2.11)

Сокращение продолжительности строительства отдельных скважин обеспечивает: снижение их себестоимости; сокращение капитальных вложений на бурение; уменьшение капитальных вложений, находящихся в незавершенном производстве; сокращение стоимости производственных фондов буровых предприятий.

2. Второй показатель эффективности мероприятий - снижение себестоимости 1 м проходки.

Если для внедрения новой техники не требуются дополнительные капитальные вложения, а экономический эффект формируется за счет снижения затрат, то необходимо использовать следующую формулу:

Э = (С1 - С2)* А2 (15.2.12)

где С1 и С2 - себестоимость проходки по законченной строительством скважине соответственно до и после внедрения новой техники, т.р.;

А2 - годовой объем проходки по законченным строительством скважинам в метрах после начала внедрения мероприятия.

Одним из основных источников снижения себестоимости строительства скважин является снижение расхода материалов, топлива и электроэнергии на 1 скважину.

Это обусловлено тем, что в себестоимости строительства скважин эти затраты составляют почти половину всех затрат.

При расчете экономической эффективности затраты по базовой и вновь внедряемой технике определяются, исходя из сметной стоимости фактически выполненного объема работ, по всем статьям расходов сметы.

Так, если в результате внедрения мероприятия сокращаются затраты на сырье и материалы, то экономия определяется по формуле:

Э = З1 - З2 (15.2.13)

З1 - З2 - затраты на сырье и материалы до и после внедрения мероприятия, тыс. руб.

Затраты на сырье, материалы и покупные полуфабрикаты определяются на основе данных технических проектов, исходя из норм расхода на единицу продукции, цен и годового объема:

Зм= Нм * Цм* Ктр * В, (15.2.14)

Где Нм - норма расхода материалов; Цм - оптовая цена единицы материала, тыс.руб.; Ктр - процент транспортно - заготовительных расходов; В - объем использования.

Изменение затрат, связанных с промывочными жидкостями (глинопорошками, химическими реагентами, утяжелителями), определяется по формулам:

; (15.2.15)

(15.2.16)

где Зч1 Зч2 - сметная стоимость глинопорошков, химических реагентов,

утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам на 1 час работы буровой установки, тыс.руб;

Q1 и Q2 - количество глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей по базовому и внедряемому вариантам, т;

Ц - цена глинопорошков, химических реагентов, утяжелителей, руб;

Зтр - транспортные затраты по доставке до буровой этих материалов, руб/т;

Рн Рпл - коэффициенты, учитывающие накладные расходы и плановые накопления;

Т1 Т2 - время бурения скважины (интервала) по базовому и новому вариантам, сут.

Расходы на обсадные трубы устанавливаются умножением количества метров обсадных труб определенного диаметра, марки и толщины стенок на соответствующую отпускную цену 1 м обсадных труб.

Затраты на тампонажный цемент определяются умножением количества тонн цемента, необходимого для крепления стенок скважин в плановом году, на отпускную цену 1 т цемента соответствующего качества. Количество и качество цемента определяются по данным технических проектов на строительство скважин.

Такие статьи затрат, как "Глинистый раствор или глина", "Материалы для обработки глинистого раствора", рассчитывают умножением потребного количества, установленного в техническом проекте, на стоимость единицы.

Затраты на техническую воду определяют, исходя из норм суточного ее расхода (Нв),

продолжительности бурения (Тб)

и стоимости 1 м3 воды (Цв):

Зв= Нв*Тб*Цв (15.2.17)

Топливо используется в двигателях внутреннего сгорания, применяемых в качестве силовых приводов, в моторах заливочных агрегатов и др.

Так, затраты (Зт) на топливо для двигателей внутреннего сгорания определяют по следующей формуле:

Зт= Нр* t * Ц (15.2.18)

Нр - норма расхода горючего на станко-сутки бурения и испытания;

t - продолжительность работ, сут;

Ц - цена горючего, руб.

Расходы по электроэнергии включают в себя затраты на оплату потребляемой электроэнергии, оплату подключенной мощности электродвигателей и оплату за содержание высоковольтных сетей.

Так, стоимость потребляемой электроэнергии (Зэ) рассчитывают исходя из расхода электроэнергии на сутки бурения (Рэ), продолжительности бурения (Тб) и стоимости 1 квт/ч (Цэ):

Зэ= Рэ * Тб * Цэ (15.2.19)

Расход электроэнергии определятся по формуле:

(15.2.20)

где Н - глубина скважины, м.;

а - норма расхода электроэнергии на 1 м проходки, квт/ч

Тб и Тк - время бурения и крепления, сут.

Оплата подключенной мощности (Зпм) определяется умножением величины подключенной мощности (Мп) в ква на продолжительность бурения (Тб) в сутках и на стоимость содержания 1 ква в сутки (Сква):

Зпм= Мп*Тб*Сква. (15.2.21)

Расчет расходов на транспортировку грузов (Зтр) производится, исходя из расценок (тарифов) перевозки 1 т груза на 1 км (Р) , руб, расстояния на которое перевозятся грузы (L), км и веса перевозимых грузов (N), т:

Зтр= Р*L*N (15.2.22)

При расчете затрат на транспортировку глины, химических реагентов, утяжелителей, бурильных труб необходимо в определенных случаях учесть поправочные коэффициенты на бездорожье.

Некоторые затраты, зависящие от времени бурения определяются умножением суточного норматива этих расходов (Нр), руб. на продолжительность бурения (Тб), сут:

Зt = Нр*Тб (15.2.23)

К таким статьям затрат относятся: прокат бурильных труб; содержание бурового оборудования; амортизация бурового оборудования, крупных блоков, вышки; износ инструментов; спецтранспорт и др. Например, затраты по статье "Содержание бурового оборудования" определяются умножением стоимости содержания буровой установки в сутки на продолжительность бурения под эксплуатационную колонну.

Стоимость 1 часа работы буровой установки (Зч) изменяется в зависимости от скорости бурения. Поэтому эту стоимость необходимо корректировать для базовой и новой техники. Корректировка стоимости часа проводится по формуле:

(15.2.24)

где Кч - коэффициент, учитывающий изменение стоимости часа работы буровой установки в зависимости от скорости бурения;

- стоимость часа (суток) работы буровой установки по затратам, зависящим от времени для средних условий бурения, руб.

Увеличение межремонтного периода работы забойных двигателей также влияет на стоимость 1 ч работы буровой установки (она снижается) по затратам, зависящим от времени, за счет изменения затрат на их содержание. Изменение этих затрат определяется по формуле:

(15.2.25)

где Зч2 - уточненная сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;

Зч1 - сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб;

Зт - затраты на содержание забойных двигателей по статьям, зависящим от межремонтного периода работы, руб/ч;

tp1 tp2 - межремонтный период работы базовых и новых забойных двигателей (средний по буровому предприятию), ч.

В тех случаях, когда для отдельных объектов новой техники (оборудование, механизмы) требуются дополнительные затраты на их приобретение, необходимо учесть дополнительные амортизационные отчисления (Адоп), включаемые в стоимость 1 ч работы:

, (15.2.26)

где Ц - цена оборудования, механизмов, приборов, руб;

На - норма амортизации, %;

Ко - коэффициент оборачиваемости.

Мероприятия, применяемые в процессе бурения скважин, увеличивают затраты на их строительство, но обеспечивают эффект в нефтеотдаче. В таком случае при расчете экономического эффекта необходимо учесть прирост добычи нефти:

Э= [(q1 - q2)*kэ *Т*Ц - ?С]*N, (15.2.27)

где q1 и q2 - среднесуточный дебит скважины до и после проведения

мероприятия, т;

k - коэффициент эксплуатации скважины;

Т - среднее время работы скважины в течение года, сут;

Ц - цена нефти, руб;

?С - удорожание строительства скважины за счет применения

специальных материалов,руб;

N - годовое число скважин, заканчиваемых с применением

новой технологии.

3. Третий показатель экономической эффективности мероприятий по внедрению новой техники и технологии в бурении - рост производительности труда.

Повышение производительности труда означает сокращение времени бурения скважины, а значит и уменьшение затрат зависящих от времени. При ускорении цикла строительства скважин и увеличении количества заканчиваемых бурением скважин снижаются и накладные расходы на одну скважину. Рост производительности труда, опережая рост средней заработной платы, обусловливает уменьшение расходов по заработной плате на 1 м проходки. Рост производительности труда влияет и на увеличение скорости бурения.

В качестве показателей оценки уровня производительности труда используются:

· показатель объема работ (выработки) в стоимостном выражении на одного работника определяется по формуле:

(15.2.28)

где S - сметная стоимость объема работ по строительству скважин в руб.;

- среднесписочная численность работников производственного

персонала, чел;

· показатели объема работ (выработки) в натуральном выражении на одного работника; определяются по формуле:

или

, (15.2.28)-(15.2.29)

где H - объем проходки , м;

v - скорость бурения м/ст.-мес;

р - удельная численность работников на 1 станко-месяц,

чел/ст.-мес.

Прирост производительности труда в результате внедрения новой техники определяется (%):

, (15.2.30)

где ПТ1 и ПТ2- производительность труда до и после проведения

мероприятия, т.р.

4. Четвертый показатель - снижение удельных капвложений

Если затраты на проведение мероприятия покрываются за счет капитальных вложений, то рассчитываются также удельные капвложения и срок окупаемости дополнительных капвложений. Удельные капитальные вложения определяются путем отношения дополнительных капитальных вложений (в рублях) к годовому приросту продукции или в расчете на весь годовой выпуск продукции (в натуральных единицах).

Величина их определяется:

, (15.2.31)

где Куд - удельные капитальные вложения на 1 м проходки в год, руб;

Цбу - цена комплектной буровой установки, руб;

Коб - коэффициент оборачиваемости бурового оборудования;

Цзд - цена комплекта забойных двигателей, руб;

Цбт - цена комплекта бурильных труб, руб;

Кз - коэффициент запаса бурильных труб.

Капитальные вложения в бурении направляются на расширение, техническое перевооружение производства, на приобретение машин, оборудования, инструмента и др.

3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения

За базу сравнения принята два режима турбулентный и ламинарный режим бурения.

Турбулентный режим бурения создает вихревой поток который активно влияет на размытия стенок скважины поток что в свою очередь влияет на интенсификацию притока скважины во время ее добычи.

Экономический эффект достигается за счет применения ламинарного режима который не размывает стенки скважины при вскрытии продуктивного пласта что в свою очередь ведет к увеличению дебита скважин при добычи нефти.

Таблица 15.1 - Исходные данные

Показатели	Ед.изм	Турбулентный реж. Течения бур. раствора	Ламинарный реж. Течения бур. раствора
Цель бурения	сут.	эксплуатация
1. Условно переменные затраты на добычу 1 тн нефти	руб	222,3
2.Налог на добычу полезных ископаемых	руб/тн	3203
3. Дебит скважин	т/сут	5,2	6,5
4. Количество суток	сут.	365	365
5. Средневзвешенная цена реализации 1 тн нефти	тыс.руб	7100

Таблица 15.2 - Расчет экономической эффективности

1 Суточный прирост дебита скважинн	т/сут		6,5-5,2=1,3
2 Стоимость тонны нефти	тыс.руб	7100
3 Экономический эффект	тыс.руб	365*1,3*7100=3,368
4 Налог на прибыль	тыс.руб	3,368 · 0,2 = 673,79
5 Чистая прибыль	тыс.руб	3,368 -673,79= 2,694

Применение данной технологии является экономический целесообразно так как чистая прибыль предприятия на одну скважину за один год составила два миллиона шестьсот девяносто четыре тысяч рублей



Заключение

Одним из важнейших условий качественного разобщения пластов являются минимальная осложненность ствола скважины кавернами. В интервале каверн, согласно материалов геофизических исследований, плотность цементного раствора снижается с 1850 до 1300 кг/м. Такой цементный камень не может служить надежной крепью затрубного канала. Поэтому наличие каверн между нефтяными и водоносными пластами снижается качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения обводненности продукции скважин при их дальнейшей эксплуатации.

Интенсивному кавернообразованию подвержены неустойчивые глинистые породы (аргиллиты, глинистые сланцы) верейского, тульского, бобриковского, сарайлинского, кыновского и пашийского горизонтов.

Скважины, вскрытие продуктивного горизонта на которых произведено при ламинарном режиме течения промывочной жидкости построены без аварий по геологическим причинам, цементирование эксплуатационных колонн происходило без осложнений, по результатам ГИС отмечено отсутствие каверн в продуктивных интервалах, при первичном освоении скважин отсутствовали заколонные притоки. Качество цемента в продуктивных отложениях характеризуется как хороший.

Использование в КНБК винтового забойного двигателя, а в качестве промывочной жидкости - буровой раствор с повышенными реологическими свойствами (условная вязкость свыше 40секунд), приводит к более качественному вскрытию продуктивных горизонтов (так как режим истечения раствора за бурильной колонной является ламинарным), исключается жёлобо- и кавернообразования, сокращается время на вскрытие продуктивного горизонта, сокращается время подъёма бурильного инструмента (бурильный инструмент закреплен значительно слабее нежели при бурении роторной компановкой). Снижается износ бурильного инструмента в связи с отсутствием нагрузки создаваемой вращением инструмента при бурении ротором.

На основании произведенного анализа выяснилось, что за счет применения ВЗД механическая скорость бурения увеличилась в 1,8раз. В связи с этим сокращается время на строительство скважины и соответственно финансовые затраты.



Список использованных источников

1. Технология централизованного приготовления буровых растворов в специализированных цехах (узлах) по приготовлению глинистых растворов для бурения скважин. РД 153-39.0-354-04. Альметьевск, 2004г.

2. Технология вскрытия неустойчивых глинистых пород в скважинах нефтяных месторождений Татарстана в ламинарном режиме течения. РД 153-39.0-392-05. Альметьевск, 2004г.

3. Регламент на заканчивание скважин строительством РД 39-0147585-232-01. Бугульма, 2008г.

4. Сакаев P.M., Тимофеева И.С., Санников Р.Х., Конесев Г.В., "Методические указания к проектированию режима бурения скважин на основе промысловых данных с использованием ЭВМ" - Уфа: УГНТУ, 2007.

5. Санников Р.Х., Сакаев P.M. Статистическая обработка промысловых данных: Учеб. пособие-Уфа: УГНТУ, 2008.-76с.

6. Расчет рабочих характеристик турбобуров методические указания к практическим занятиям по дисциплине "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" для студентов специальности 0809.-Уфа: УНИ, 2007.

7. Методическое руководство по расчету бурильной колонны для студентов специальности 0211, "Бурение нефтяных и газовых скважин" к курсовому и дипломному проектированию. - Уфа: УНИ, 2009.

8. Гидравлические расчеты в бурении методические указания к практическим занятиям по дисциплине "Технология бурения нефтяных и газовых скважин" для студентов специальности 0909.-Уфа: УНИ, 2007.

9.Методические указания по выполнению курсового проекта по "Заканчиванию скважин" для студентов специальности 0809. - Уфа: УНИ, 2010.

10. Соловьев Е. М. "Заканчивание скважин".-М.: Недра, 2003.

11. РД 39-0147585-115-95. Инструкции по креплению нефтяных скважин на месторождениях АО Татнефть. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005.

12.РД 9-0147585-232-01. Регламент на заканчивание скважин строительством. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004.

13. РД 039-0147585-223-2001. Технологический регламент на использование технических средств для наружной оснастки обсадной колонны. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2006.

14. Алексеева Н. А. Методические указания к дипломному проектированию по разделу: Охрана труда, для студентов специальности 0909.-Уфа: УНИ, 2007

15.ГОСТ 12.1.003.-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. Классификация.

16. ГОСТ 12.1.012.-90 ССБТ. Вибробезопасность. Общие требования.

17. СНиП II 4-79. Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Естественное и искусственное освещение. М.: Стройиздат. 1980. ч.П. гл.4.

18.РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. М.: НПО "Буровая техника". 2010.

19.ОСТ 61-01-03-84. Охрана природы. Гидросфера. Очистка сточных вод в нефтегазодобыче. Основные требования к качеству очистки сточных вод. М.: ВНИИГазПром. 2007.

20.Организация и планирование производством буровых предприятий. Методическое указание по разработке экономической части дипломного проекта для студентов специальности 021 l.-Уфа: УНИ, 2008.



Графический материал

1 Геолого-технический наряд

2 Чертеж ДР-176

3 Чертеж долото R 37

4 Таблица Технические характеристик винтовых забойных двигателей

5 Таблица Компонентный состав промывочных жидкостей

6 Таблица Технико-экономические показатели

Размещено на Allbest.ru

...