Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Повышение экономической эффективности путем внедрения новой рецептуры в тампонажный раствор

Повышение экономической эффективности путем внедрения новой рецептуры в тампонажный раствор

Экономическая эффективность путем снижения себестоимости на добычу одной тонны нефти при использовании применения в тампонажный раствор добавки NaCl и CaCl2 в концентрации 5%. Актуальность снижения времени ожидания затвердения тампонажных растворов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид статья
Язык русский
Дата добавления 28.08.2018
Размер файла 55,8 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

I1

I1

ФГБОУВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет

Повышение экономической эффективности путем внедрения новой рецептуры в тампонажный раствор

Кукаев Мерген Басангович

Губайдуллин Ильдар Газнаевич

Саттаров Шероз Муродович

Баратов Шухрат Фуркатович

Важным условием длительной эксплуатации скважины является улучшение качества крепления скважины. Довольно распространенной проблемой является низкая адгезия цементного камня и горной породы.

Нарушение герметичности контакта - главная причина формирования межпластовых перетоков, которые впоследствии увеличивают стоимость эксплуатации скважины, по причине снижения межремонтного периода. Для этого используем соли различных концентраций [1].

В этой связи актуальным является поиск вида и концентрации солей, добавляемых в раствор для цементирования, способствующих достижению вышеуказанных технических результатов.

Целью работы является определение влияния солей NaCl и CaCl2 различных концентраций на свойства цементного раствора и камня, для повышения экономического эффекта.

В этой связи были проведены экспериментальные исследования влияния солей на сроки схватывания ПЦ (таблица 1) и на предел прочности цементного камня (таблица 2).

Таблица 1. Влияние NaCl и CaCl2 на период схватывания ПЦ-1-50 при В/ Ц=0,5

Сухая смесь

ПЦ-1-50

(чистый) с=1800 кг/м3

2R=25 см

ПЦ-1-50 +

5% соли с=1810 кг/м3

2R=25 см

ПЦ-1-50 +

10% соли с=1820 кг/м3

2R=25 см

ПЦ-1-50 +

15% соли с=1830 кг/м3

2R=25 см

ПЦ-1-50 +

20% соли с=1850 кг/м3

2R=25 см

NaCl

Начало схватывания

4 ч 20 мин

3 ч 05 мин

9 ч 40 мин

10 ч 50 мин

более 11 ч

Конец схватывания

7 ч 40 мин

6 ч 50 мин

более 11 ч

более 11 ч

более 12 ч

CaCl2

Начало схватывания

4 ч 20 мин

20 мин

45 мин

1 ч 25 мин

2 ч 20 мин

Конец схватывания

7 ч 40 мин

45 мин

2 ч 20 мин

3 ч 10 мин

3 ч 50 мин

Согласно таблице 1 время начала и конца схватывания сокращается при использовании 5%-ой концентрации соли NaCl и 5-10%-ой CaCl2, а при последующем повышении содержания соли происходит рост изучаемых параметров относительно исходного ПЦ.

Исходя из исследования Л.Б. Измайлова, сминающее давление может быть увеличено на 25-40% посредством цементного кольца, но, если прочность на сжатие цементного камня равна или превышает прочность растяжения породы или не меньше 1,2 МПа, то влияние цементного кольца незначительно [2].

Были проведены опыты на прочность цементного камня при сжатии и изгибе, согласно таблице 2 получилось увеличение прочности при добавлении солей концентрациями 5, 10%, а при 15, 20% уменьшается.

Таблица 2. Влияние NaCl и CaCl2 на прочность при изгибе цементного камня

Сухая смесь

ПЦ-1-50 (чистый)

ПЦ-1-50 + 5% соли

ПЦ-1-50 + 10% соли

ПЦ-1-50 + 15% соли

ПЦ-1-50 + 20% соли

NaCl

Изгиб, МПа

3,09

3,77

3,72

2,39

1,59

СaCl2

Изгиб, МПа

3,09

3,93

2,78

1,81

0,585

Расчет проводился для условий деятельности предприятия ОАО Сургутнефтегаз “УПРР” на Лянторском месторождении.

Таблица 3. Исходные данные для расчета экономической эффективности

Показатели

Заменяемая рецептура

Новая рецептура

1. Цель бурения

Эксплуатация

2. Способ бурения

Объемный

3. Вид привода

Электрический

4. Глубина скважины, м

226

2262

5. Интервал применения, м

790-2262

790-2262

6. Высота подъема цемента, м

1472

7. Диаметр обсадной колонны, мм

168

8. Диаметр скважины, мм

215,9

9. Расход материалов на цементирование скважины, т/скв

-

ПЦТ-I-50

ГидроцемС

-ЦемпластМФ

-CaCl2

-NaCl

17,49

0,052

0,052

-

-

17,49

-

-

1,749

0,875

Итого, т

17,542

20,334

10. Цена, стоимость материалов, тыс. руб./т

ПЦТ-I-50

ГидроцемС

ЦемпластМФ

Добавка CaCl2 5%

Добавка NaCl 5%

2,53

129,0

173,0

25,0

10,0

11. Стоимость тампонажного раствора, тыс. руб.

17,542?2,53+0,052?129+73?0,052= 54,75

19,439?2,53+0,1?25+10?0,1= 37,07

12. Увеличение затрат на новую рецептуру тампонажного раствора, тыс. руб.

37,07-54,75=-27,68

13. Среднегодовое количество проводимых капремонтов на одну скважину

0,0081

0,0056

14. Стоимость капремонта, тыс. руб.

2010,0

2010,0

15. Продолжительность капитального ремонта, сут.

16

16

16. Средний дебит, т./сут.

12

12

17. Годовой объём добычи, тыс. т.

1533,0

1533,0

Условно-переменные затраты на добычу одной тонны нефти, руб.

2488,7

-

Условно - постоянные затраты на добычу одной тонны нефти, руб.

3977,4

-

Себестоимость добычи одной тонны нефти, руб./т.

6466,1

-

Объём внедрения, скв.

-

4

ДQдоп = ДТ рем;?q ?kэ ?Nнов.скв = Дnрем ?tрем ?q ?kэ ?Nнов.скв = (0,0081?0,0056)?16?12?1?4 = I=1,92 т.

IQож =Qгод +Qдоп =1533,0+ 0,0168 =1533,00168 тыс. т;

IДЗрем = Дnрем ?Срем ?Nнов.скв = (0,0081?0,0056)?2010,0?4 = 20,1 тыс р

Себестоимость на добычу одной тонны нефти при использовании предложенной мной рецептуры тампонажного раствора [3]:

Сснруб/т.;

IДСс =Сс?Ссн = 6466,1?6466,036 = 0,064 руб./т

Себестоимость нефти уменьшилась на 0,064 руб./т.

Находим экономический эффект введения новой рецептуры тампонажного раствора:

IЭ= (ДСс ?Qож + ДЗрем)?0,8 = (0,064?1533,00168 + 20,1?4)?0,8 =

=142,809 тыс. руб.

В данной работе были проведены исследования с добавлением солей в тампонажный раствор для повышения экономической эффективности деятельности предприятия ОАО Сургутнефтегаз «УПРР». Цель данной оценки заключалась в том, чтобы определить изменение себестоимости нефти, затрат на ремонт и ожидаемого объема добычи.

Экономическая эффективность - это экономический эффект, приходящийся на один рубль капитальных вложений, обеспечивших этот эффект, равен 142,809 тыс. руб. на четыре скважины, соответственно на одну 35,702 тыс. руб. Снижение себестоимости буровых работ, путем сокращения времени на ОЗЦ, что позволяет уменьшить затраты на простои.

Выполнив опыты, получили положительное влияние солей NaCl и CaCl2 на исследуемые технические характеристики тампонажного раствора и цементного камня. Выявлено, что предпочтительными являются концентрации солей в пределах 5%, способствующие улучшению показателей схватывания, повышению предела прочности. Тем самым сокращаем время на ОЗЦ прикреплении кондуктора и промежуточной колонны из-за их большого диаметра.

Литература

себестоимость нефть тампонажный раствор

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф., Химия тампонажных и промывочных растворов // Недра, 2011. - С. 266.

2. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. Москва “Недра”. - 1988. - 221 с.

3. Гринберг, Р.С. Экономическая эффективность предпринимательства и социальная ответственность фирмы [Текст] /Р.С. Гринберг// Общество и экономика. - 2006. - № 9. - С. 9-18.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены