Повышение эффективности добычи нефти в условиях производства предприятия

1. Значение развития и повышение эффективности производства в нефтяной и газовой промышленности Темпы развития нефтяной и газовой промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеет нефть и газ для развития народного хозяйства страны. Природный газ и тяжелые остатки переработки нефти — это дешевый и удобный вид энергетического и бытового топлива.

Значение нефтяной и газовой промышленности сложно переоценить. Без главных энергоносителей современный мир был бы невозможен. Энергия нужна всегда. Нефтяная и газовая промышленность имеет большое значение для экономики любой страны. Во-первых, нефть и газ являются основным сырьем для многих отраслей, включая нефтеперерабатывающую и химическую. Во-вторых, это одна из важнейших статей экспорта во многих странах, имеющих ее в запасах. В России нефтяная и газовая промышленность вместе с другими энергообеспечивающими отраслями является базисом всей экономики. Продукция нефтяной и газовой промышленности продолжает оставаться основным источником валютных поступлений. Экспорт нефти составляет в России порядка 40−45%, природного газа 15−20% в общем объеме экспорта страны.

Из нефти вырабатываются все виды жидких топлив: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы и др. Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматичнские углеводороды служат основным источником для химической промышленности. Значение же химизации, т. е. внедрения во все отрасли народного хозяйства дешевых равноценных или более высоких по качеству заменителей дерева, металла и т. д., трудно переоценить. Продукты нефтехимии: полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многое другое — широко применяют во всех отраслях народного хозяйства.

Использование полимерных материалов в значительной степени определяет технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электротехнической и других отраслях промышленности. Так, автомобильная промышленность превратилась в крупного потребителя пластмасс, искусственного и синтетического волокон, искусственного каучука и резины, лаков и красок. Применение пластмасс дает возможность заменить сотни тысяч тонн металла, сократить производственные площади, уменьшить потребность в инструменте и оснастке, сократить число технологических операций и их трудоемкость, в результате чего себестоимость продукции значительно снижается. В связи с этим к числу ключевых вопросов современного реформирования российской экономики относятся проблемы развития отечественной нефтяной и газовой промышленности. Выход нашей страны из затянувшегося социально-экономического кризиса в значительной мере зависит от эффективной деятельности российских нефтяных и газовых компаний.

2. Характеристика производственной структуры предприятия. Краткий анализ основных технико-экономических показателей и их динамика Производственная структура предприятия — это совокупность внутрипроизводственных подразделений (цехов) и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними.

На каждом предприятии в соответствии с выполняемыми функциями выделяются основное и вспомогательное производства. Основное производство охватывает процессы, непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

НГДУ «Лениногорскнефть» входит в состав ОАО «Татнефть» в качестве структурной единицы и действует на основании Положения об НГДУ.

В состав НГДУ входят:

Основное производство:

· цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ- 1,2,3,4,5,6,7,8);

· цех по добыче сверхвязкой нефти (ЦДСН);

· цеха поддержания пластового давления (ЦППД — 1,2), которые поддерживают пластовое давление в соответствии с заданной технологией и проектом разработки нефтяных месторождений, утилизируют попутную воду;

· цеха комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН — 1,2), которые занимаются подготовкой добытой нефти до товарной кондиции, выработкой нефтепродуктов.

Вспомогательное производство:

· прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО);

· цеха подземного и капитального ремонта скважин (ЦПиКРС- 1,2), задача которых — проведение ремонтных работ по восстановлению работоспособности глубинно-насосного оборудования;

· цех автоматизации производства (ЦАП).

Непромышленную группу подразделения составляет:

· жилищно-коммунальный цех (ЖКЦ), в состав которого входят база отдыха «Нептун», оздоровительный лагерь «Юбилейный».

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Начальник НГДУ осуществляет общее руководство за деятельностью управления и через своих заместителей всеми отделами, службами и структурными подразделениями НГДУ. Положение о внутренних подразделениях, структура и штаты утверждаются начальником управления применительно к типовым структурам и штатам, утверждённым ОАО «Татнефть» и вышестоящими органами, исходя из объёма, существующих нормативов и условий работы. Распределение обязанностей между инженерно-техническими работниками и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утверждёнными начальником управления. Заместителями начальника управления являются: главный инженерпервый заместитель начальника управления, главный геолог-заместитель начальника управления, заместитель начальника управления по экономическим вопросам, заместитель начальника управления по строительству, заместитель начальника управления по общим вопросам. Центральная инженерно-техническая служба обеспечивает согласованную работу цехов основного и вспомогательного производства, осуществляет оперативное руководство всеми цехами и службами НГДУ.

Рис. 2.1 Производственная структура НГДУ «Лениногорснефть»

Технико-экономические показатели НГДУ «Лениногорскнефть» 2004;2006 г. г.

Объём добычи нефти в 2006 году составил 3168,702 тыс. т. — это 100,75% к нормам отбора нефти и 156,2% относительно уровня 2005 года. Резкое увеличение объема добычи нефти связано с тем, что в июле 2006 года произошло объединение НГДУ «Лениногорскнефть» с НГДУ «Иркеннефть», т. е. объекты разработки НГДУ «Иркеннефть» вошли в состав НГДУ «Лениногорскнефть». В 2005 году добыча составила 103,4% объёма 2004 года. Таким образом происходит увеличение добычи нефти. Обводненность продукции растет, но за счет увеличения эксплуатационного фонда скважин увеличивается объем добычи нефти. Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2006 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.

Видно, что обводненность добываемой нефти растет, что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2005 годом обводненность нефти увеличилась на 8,2%.

Данный факт вызван ухудшением горно — геологических условий разработки площадей. В целях поддержания и увеличения объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и добывающих скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов — работы ведутся по 32 технологиям, объём добычи за счёт этого ежегодно увеличивается, и в 2006 году составил 126,884 тыс. тонн, что на 20,8% выше, чем в 2005 году.

3. Краткая геолого-техническая характеристика месторождения. Соответствие применяемых методов воздействия на призабойную скважин геолого-техническим условиям месторождения и их характеристика.

Нефтегазодобывающее управление «Лениногорснефть» разрабатывает объекты расположенные на Ромашкинском месторождении: это площади — Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Западно-Лениногорская, Зай-Каратаевская, Куакбашская.

Основным объектом разработки является пашийски горизонт (ДI) франского яруса верхнего девона, который находится в промышленной разработке с 1954 года. Пашийский горизонт (ДI) является многопластовым объектом, для которого характерно переслаивание песчаных, алевролитовых разностей терригенных пород по разрезу и прерывистое распространение по площади песчано-алевролитовых пород. Горизонт ДI представлен терригенными коллекторами нижнефранцского подъяруса. Емкостные и фильтационные свойства коллекторов по пластам изменяются не существенно. Так, по высокопродуктивным неглинистым коллекторам пористость по пластам находится в пределах 21,0−21,4%, по глинистым она колеблется от 18,7 до 19,6% и до 15,3% доходит пористость по малопродуктивным коллекторам. Для отложений пашийского горизонта (ДI) Ромашкинского месторождения характерно наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к его нижним пластам.

Вторым по значимости объектом является 1, 9, 15 залежи бобриковского горизонта, введенные в промышленную разработку в 1980 году.

В настоящее время проводится интенсивное разбуривание продуктивных отложений среднего карбона в пределах залежей нефти верейских, башкирских и серпуховских отложений (залежи №№ 301, 302, 303).

Продуктивные отложения серпуховского возраста, развитые в пределах залежи № 303, представлены переслаивающимися между собой доломитизированными, крупнозернистыми, желтовато-белыми известняками и светло-серыми и белыми кристаллически-зернистыми кавернозными доломитами. средняя пористость равна 15,9%, нефтенасыщенность — 0,79, проницаемость — 0,083 мкм2.

Продуктивные отложения башкирского яруса развиты в пределах залежи № 302 и представлены чередованием по разрезу и площади пористых проницаемых и плотных пластов и пропластков карбонатных пород. Средняя пористость коллекторов равна 13,3%, нефтенасыщенность — 0,76, проницаемость — 0,086 мкм2.

Для продуктивных отложений верейского горизонта, развитых в пределах залежи № 301, характерно наличие в основании пачки тонкослоистых зеленоватых и шоколадно-коричневых известковистых аргиллитов. Залегающие выше отложения представлены органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками. Для верхней части характерногоризонта характерно преобладание терригенных пород. Средняя величина пористости составляет 12,3%, нефтенасыщенности — 0,70, проницаемости — 0,035 мкм2.

Основные извлекаемые запасы нефти (92,8%) содержатся в терригенных песчано-алевролитовых коллекторах, в карбонатных коллекторах.

Площади и залежи Ромашкинского месторождения практически по всему периметру гидродинамически связаны как между собой, так и с водоносной областью. Гидродинамическую связь обеспечивает наличие ярко выраженной вертикальной трещиноватости и упруго-водонапорного режима залежей. Помимо этого, нефть в пластовых условиях имеет высокое значение динамической вязкости (40 МПа· с), т. е. нефть имеет скорость фильтрации в 40 раз меньше по сравнению с фильтрацией пластовой воды. И если учесть тот факт, что вода прорывается по трещинам, а нефть просачивается из матрицы породы, то скорость фильтрации воды относительно нефти многократно возрастает. Все выше перечисленное приводит к преждевременному прорыву воды по трещинам, кавернам и крупным порам из нижележащей водонасыщенной части массива к стволу скважины. По этой причине залежи являются сложными объектами с точки зрения их выработки.

Из анализа работы скважин видно, что происходит очень быстрое обводнение. Средняя обводненность составляет 80%. Показателем скорости обводнения является коэффициент падения дебита по нефти. По НГДУ «Лениногорскнефть» он равен 0,67. Естественно, что с таким значением коэффициента скважины не вырабатывают свои извлекаемые запасы.

Так же при разработке Ромашкинского месторождения применяются интенсивные технологии воздействия на пласт путем закачки воды, что приводит к быстрому, опережающему обводнению наиболее проницаемых интервалов разреза. В результате этого происходит резкое обводнение продукции добывающих скважин, сопровождающееся большими потерями нефти в неохваченных низкопроницаемых коллекторах.

В связи с ростом обводненности добывающих скважин в процессе эксплуатации нефтяных месторождений актуальной является проблема разработки эффективных технологий ограничения водопритоков.

В НГДУ «Лениногорскнефть» проводятся водоизоляционные работы с применением различных реагентов и технологий. Наибольшие число скважино-обработок проведенено с применением таких реагентов, как СНПХ-9633, нефтебитумный продукт (НПБ), вязко-упругие системы (ВУС).

Применение реагента СНПХ-9633.

В качестве применения технологии селективного снижения проницаемости пласта для воды рассматривается закачка реагента СНПХ-9633. Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин с неоднородными коллекторами и основана на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой образовывать вязкие эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны.

Реагент СНПХ-9633 представляет собой раствор композиции ПАВ в углеводородном растворителе плотностью при 20 °C 810−920кг/м3, вязкостью при 20 °C, не выше 3мм2/с, температурой застывания, не выше минус 60 °C.

Технология эффективна на терригенных и карбонатных коллекторах с обводненностью добываемой продукции не более 90%, с плотность добываемых вод 1015−1185 кг/м3. закачивают реагент СНПХ-9633 из расчета 1,5−8 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта в количестве 8−25 м3 на скважино-обработку в зависимости от перфорированной толщины пласта. Реагент продавливают в пласт минерализованной водой.

Применение нефтебитумного продукта.

Так же при высокой степени выработонности запасов (соответствующей более высокой обводненности отбираемой продукции) для ограничения притока воды в добывающие скважины используют нефтебитумный продукт (НБП). НБП получают из добывающих скважин при разработке природных битумов Мордово-Кармальского месторождения. Закачка нефтебитумного продукта повышает эффективность вытеснения нефти за счет: мицеллярного строения НБП и его поверхностно-активных свойств, в результате блокирования промытых зон в разработку включаются неохваченные заводнением зоны пласта и создаются необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта.

Технология разработана для закачки продукта в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора проницаемостью 0,1−0,35 мкм2 толщиной более 3 м, обводненные за счет ППД. технология эффективна при закачке в добывающие скважины обводненностью 86% и более.

Так же для карбонатных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти с целью увеличения продуктивности скважин широко используется технология глубокой обработки призабойной зоны композицией ДН-9010.

Применение композиции ДН-9010

Технология глубокой обработки призабойной зоны композицией ДН-9010 предназначена для повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Эффект обеспечивается увеличением радиуса активного дренирования пласта в результате частичного ратворения скелета породы, очисткой поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц. Композиция ДН-9010 представляет собой смесь соляной кислоты, растворителя-гомогенезатора, замедлителя реакций соляной кислоты с карбонатом и ПАВ.

Технология может применяться на скважинах, где многократные соляно-кислотные обратки не дают эффекта.

Композиция ДН-9010 готовится в заводских условиях и должна соответствовать ТУ 39−5 765 657−131−91.

Технология реализуется с применением серийного нефтепромыслового оборудования.

4. Оценка экономической эффективности различных методов воздействия на призабойную зону скважин, их влияние на добычу нефти, производительность труда, себестоимость В НГДУ «Лениногорскнефть» в 2006 году с целью повышения нефтеотдачи пластов было использовано 32 технологии. Работы произведены на 353 скважинах (при плане — 347 скважина), 79 скважин — нагнетательные, 274 — добывающие; из них с физико-химическими методами — 313 скважин на сумму 96 355,642 тыс. руб. Данные мероприятия по совершенствованию разработки месторождений и повышению коэффициента извлечения нефти позволили в 2006 году дополнительно добыть 126,884 тыс. тонн нефти.

Для обеспечения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами важное значение приобретает применение различного рода методов воздействия как на призабойную зону пласта, так и на пласт в целом.

Совершенствование и регулирование разработки проводилось в следующих направлениях:

1) гидродинамическими методами,

2) третичными методами.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты для обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты увеличивает интенсивность воздействия и вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти.

В НГДУ «Лениногорскнефть» в качестве гидродинамических методов применяется нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков жидкости.

Гидродинамические методы с целью повышения нефтеотдачи способствовали добыть дополнительную нефть в объеме 842,516 тыс. тонн.

Для сохранения высоких объемов добычи нефти и достаточно полной выработности запасов нефти карбонатных коллекторов широко применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и различные химические и физические методы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с целью увеличения ее проницаемости.

Всего методами повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ «Лениногорскнефть» обработано 1496 добывающих и нагнетательных скважин. Наибольшее количество методов увеличения нефтеотдачи пластов приходится на добывающие скважины. На них было проведено 1143 обработок, что составляет около 76,4% от общего числа произведенных обработок. Дополнительная добыча нефти, с учетом закачек предыдущих лет, составила в 2006 году более 712,130 тыс.т. Всего же, с начала применения МУН на добывающих скважинах, было получено 2435,206 тыс. т дополнительной нефти.

Наиболее представлеными методами увеличения нефтеизвлечения на добывающих скважинах рассматриваемых залежей и площадей Ромашкинского месторождения, по цели проведения воздействия, являются методы, относящиеся к следующим группам:

— стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

— водоограничение продукции добывающих скважин;

— комплексное воздействие (стимуляция + водоограничение);

— потокоотклоняющие;

— выравнивание профиля приемистости.

Более 55% мероприяий (170 скважин), относящихся к этим группам, осуществляемых на добывающих скважинах, производится с целью водоограничения продукции. В 2006 году за счет них, с учетом предыдущих закачек, было добыто около 51,6 тыс. т дополнительной нефти. Накопленная дополнительная нефть, полученная от этих методов, составила на 1.01.2007 207,5 тыс.т.

Наибольшее количество мероприятий приходится на технологию ограничения водопритока, в качестве применения технологии селективного снижения проницаемости пласта для воды проводится закачка состава СНПХ-9633. Эффективность по успешным скважинам стабильна все годы. Второе место (31 скважина — успешность 61%) по технологиям ограничения водопритока, при высокой степени выработонности запасов, занимает нефтебитумный продукт (НБП). Дополнительная добыча составляет 7,071 тыс. т нефти, в среднем 228 т на одну скважину-операцию. Кроме выше приведенных технологий на площадях и залежах испытываются новые методы водоизоляции: дисин, ГЭР (нефтенол), ГПТС, КСС и др.

Около 85,5 тыс. т накопленной дополнительной добычи нефти обеспечили 38% мероприятий, направленных на стимулирование отбора продукции добывающих скважин.

Эффективность применения третичных МУН на площадях и залежах Ромашкинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть» за 2006 год:

Из таблицы видно, что наиболее представленными по количеству обработок методами, направленными на стимуляцию работы добывающих скважин, является технология с использованием композиции ДН-9010. Данным методом было обработано 18 добыващих скважин. В 2006 году дополнительно добыто за счет этого метода более 5 тыс. т нефти, с начала применения -49,8 тыс. т. В качестве методов стимуляции скважин терригенных коллекторов девонского горизонта используется воздействие на призабойную зону пласта реагент СНПХ-9030, направленным на растворение терригенной составляющей коллектора.

На поздней стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными пр проницаемости терригенными коллекторами применяются коллоидно-дисперсные системы (КДС).

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта, в котором находят отражения частные показатели эффективности: производительность труда и фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производственных процессов, параметры технического уровня производства и т. д.

Показатель экономического эффекта на всех этапах оценки мероприятий определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия.

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений с использованием методов повышения нефтеизвлечения дополнительный доход предприятия образуется за счет получения дополнительной добычи нефти.

Фактическая эффективность по МУН составила 1550 т/млн. руб. при плановой — 936 т/млн. руб. (на 160%), в то же время в среднем по ОАО «Татнефть» этот показатель достигает 1312 т/млн. руб. Таким образом, на всех площадях и залежах Ромашкинского месторождения широко применяются различные третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, что позволяет получать дополнительную добычу нефти и стабилизировать обводненность продукции скважин.

5. Методика и расчет экономической эффективности одного из прогрессивных методов воздействия на призабойную зону скважин и определение влияния его на основные технико-экономические показатели предприятия Экономический эффект мероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

Эт = Рт — Зт где Эт — экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Рт — стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

Зт — стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия НТП за расчетный период.

При стоимостной оценке результатов и затрат по мероприятию НТП возможны при использовании мероприятия позволяющего получить дополнительную добычу нефти, газа и продуктов его переработки. В этом случае стоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведенной продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат складывается из затрат на производство и использование продукции, полученной от реализации мероприятия НТП;

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимость продукции от реализации мероприятий НТП.

Стоимостная оценка результатов за расчетный период определяется следующим образом где Pт — стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, руб.;

tн, tк — начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Pт) определяется как сумма основных (Pто) и сопутствующих (Pтс) результатов.

Затраты (Зт) на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты при производстве (Зтп) и при использовании продукции (Зти) без учета затрат на ее приобретение:

Зт = Зтп + Зти.

Затраты на производство (использование) продукции рассчитываются единообразно

где Зtп (и) — величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

Иtп (и) — текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;

Кtп (и) — единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;

Лtп (и) — остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать еще ряд лет, величина Лtк определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

В случае реализации мероприятия с использованием основных фондов, созданных до начала расчетного периода следует:

а) включать в состав единовременных затрат соответствующую остаточную стоимость этих основных фондов на момент их привлечения, если существует возможность альтернативного использования фондов на других объектах (силовые и рабочие машины, транспортные средства и т. д.);

б) не учитывать остаточную стоимость территориально закрепленных основных фондов (скважины, шахты, здания и т. д.), которые не имеют альтернативы использования для производства другой продукции.

Порядок определения текущих и единовременных затрат в расчетах экономического эффекта, исключающий повторный счет одних и тех же затрат и учитывающий особенности, связанные с привлечением производственных фондов на время реализации мероприятия НТП, излагается в приложении 1.

Для мероприятий НТП, характеризующихся стабильностью технико-экономических показателей (объемов производства, показателей качества, затрат и результатов) по годам расчетного периода, расчет экономического эффекта производится по формуле

где Рг — неизменная по годам расчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающая основные и сопутствующие результаты;

Зг — неизменные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятий НТП.

Зг = И + (kр + Ен)· К И — годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

kр — норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом фактора времени (приложение 6);

Ен — норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений (Ен = 0,1);

К — единовременные затраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетному году).

Снижение обводненности продукции добывающих скважин является важным направлением эффективности разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней стадии.

Разработанная технология применения реагента СНПХ-9633 предназначена для ограничения водопритоков в добывающих скважинах и увеличения их продуктивности.

Изолирующие свойства СНПХ-9633 основаны на способности его при взаимодействии с минерализованной водой образовывать высоковязкие эмульсии с внешней углеводородной фазой. Кроме того наличие до 90% углеводородного растворителя приводит к отмыву призабойной зоны скважин от асфальтено-смоло-парафиновых отложений, способствуя тем самым увеличению их продуктивности.

Исходные данные и расчет экономического эффекта Расчет экономического эффекта составлен на основании фактических исходных данных НГДУ «Лениногорскнефть» за 12 месяцев 2006 года.

В соответствии с этими данными выручка от реализации дополнительно добытой нефти рассчитана при средневзвешенной цене реализации 6515,8 руб./т Внедрение данной технологии не требует дополнительных капитальных вложений.

Методом ограничения водопритока обработано 5 скважин с помощью закачки реагента СНПХ-9633.

Рассчитаем потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия по закачке реагента СНПХ-9633:

На проведение мероприятия по закачке реагента затрачивается t=98,8 часов.

Потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия рассчитываются по формуле:

?Ар = q1· t/24

Скважина № 15 034: ?Ар = 0,2· 98,8/24 = 0,82 т Скважина № 15 442: ?Ар = 0,3· 98,8/24 = 1,24 т Скважина № 15 500: ?Ар = 0,2· 98,8/24 = 0,82 т Скважина № 17 536: ?Ар = 0,3· 98,8/24 = 1,24 т Скважина № 35 590: ?Ар = 0,1· 98,8/24 = 0,41 т Дополнительную добычу нефти за год по одной скважине (?А) от проведения мероприятий определяем по формуле:

?А = (q2 — q1)· 365·кэ·ку — ?Ар где q1, q2 — среднесуточный дебит по скважине по нефти, до и после обработки т/сут;

кэ — коэффициент эксплуатации скважин;

ку — коэффициент успешности МУН;

?Ар — потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т.;

365 — число дней в году.

Скважина № 15 034: ?А15 034 = (2,9 — 0,2)· 365·0,57·1 — 0,82 = 560,92 т Скважина № 15 442: ?А15 442 = (4,6 — 0,3)· 365·0,84·1 — 1,24 = 1317,14 т Скважина № 15 500: ?А15 500 = (4,3 — 0,2)· 365·0,81·1 — 0,82 = 1211,35 т Скважина № 17 536: ?А17 536= (5,3 — 0,3)· 365·0,35·1 — 1,24 = 637,51 т Скважина № 35 590: ?А35 590 = (3,8 — 0,1)· 365·0,78·1 — 0,41 = 1052,98 т Вычислим дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в сумме:

?А = ?А15 034 + ?А15 442 + ?А15 500 + ?А17 536 + ?А35 590

?А = 560,92 + 1317,14 + 1211,35 + 637,51 + 1052,98 = 4779,9 т Рассчитаем затраты на осуществление мероприятия за расчетный период:

План работ:

Рис. 1 Схема обвязки наземного оборудования для закачки реагента СНПХ-9633 в добывающую скважину: 1-добывающая скважина; 2-задвижка; 3-обратный клапан; 4-расходомер; 5-насосный агрегат; 6-автоцистерна с реагентом СНПХ-9633; 7-автоцистерна с водой

Рассчитаем материальные затраты на обработку скважины:

нефть себестоимость призабойный скважина Змат = С· V · N

где Змат — материальные расходы на обработку;

С, — стоимость материала;

V — количество расходуемых материалов, т;

N — количество обработанных скважин.

Для обработки 1 скважины требуется:

— 12 т реагента СНПХ-9633 по цене 15 800 руб./т

— минерализованная вода для продавки реагента СНПХ-9633 — 25 м³ по цене 16,5 руб/м3;

— пресная вода — 2,5 м³ по цене 12,9 руб/м3

Змат = (15 800 · 12 + 25 • 16,5 + 2,5 • 12,9) · 5 = 950,223 тыс. руб Рассчитаем затраты на заработную плату работникам:

Подъемом и спуском подземного оборудования занимается бригада ПРС в составе 2-х человек в течение 115 ч.

Часовая тарифная ставка рабочего в бригаде ПРС равна 34,9 руб./час и награждаются премиальными в размере 40%.

При обработке скважины заняты:

— оператор по химической обработке 5 разряда (32,25 часов),

— слесарь-ремонтник 6 разряда (98,8 ч.)

Часовые тарифные ставки соответственно равны 27,3, 30 руб./ч. Оператор по химической обработке 5 разряда и слесарь-ремонтник 6 разряда награждаются премиальными в размере 45%

Отчисления на социальное страхование — 35,6%.

Затраты на заработную плату работникам:

Ззп = (Стi · t · Чi · Кп)· N,

где Стi — часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда;

t — продолжительность работы;

Чi — численность рабочих i-го разряда;

Кп — премиальный коэффициент;

N — количество обработанных скважин.

Ззп = (34,9 · 115 · 2 · 1,6 + 27,3 · 32,25 · 1 · 1,45 + 30 · 98,8 · 1 · 1,4)· 5 =

= 91,347 тыс. руб.

Рассчитаем отчисления на социальные нужды:

Зсоц = (m · Ззп) / 100 = (35,6 · 91,347) / 100 = 32,52 тыс. руб.,

где Зсоц — расходы на социальные нужды;

m — отчисления на социальное страхование, m = 35,6%

Транспортные расходы:

При выполнении мероприятия задействованы:

— подъемник А-50 для спуско-подъмных операций;

— цементировочный агрегат АНЦ-320;

— автоцистерна для транспортировки ЛВЖ АЦ-6,6;

— автоцистерна для транспортировки воды АЦ-10.

Транспортные расходы при обработке одной скважины:

Рассчитаем общие затраты на эксплуатацию транспорта при обработке 5 скважин:

Зтр = 81 276,15 · 5 = 406,381 тыс. руб.

Вычислим общие затраты на проведение обработок 5 скважин реагентом СНПХ-9633:

Звн = Ззп + Зсоц + Змат + Зтр = 91,347 + 32,52 + 950,233 + 406,381 = 1480,481 тыс. руб.

Рассчитаем условно переменные затраты на добычу нефти:

В общем случае в условно-переменную часть затрат входят следующие статьи:

— расходы на энергию по извлечению нефти;

— расходы по искусственному воздействию на пласт;

— расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

Рассчитаем расходы на энергию по извлечению дополнительной нефти:

?Зэ = ?А • Нэ •Ц где? А — дополнительная добыча нефти, т;

Нэ — удельный расход энергии на 1 т добытой нефти, кВт•ч/т;

Нэ — 11,34 кВт•ч/т Цэ — стоимость 1 кВт•ч электроэнергии, руб.

?Зэ = 4780,03 • 11,34 • 0,81 = 43,906 тыс. руб Рассчитаем расходы по искусственному воздействию на пласт:

Расходы по искусственному воздействию на пласт равны 235,56 руб. на 1 одну тонну добытой нефти Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

На содержание и эксплуатацию оборудования 1 скважины затрачивается 875,57 тыс. руб Расходы по сбору и транспортировке нефти:

Эксплуатационные затраты на сбор и транспорт нефти равны 9,21 руб./т Зсит = 4779,9 • 9,21 = 44,023 тыс. руб Расходы по технологической подготовке нефти Зтпн = 4779,9 • 16,69 = 79,776 тыс. руб Расчитаем сумму налога на добычу полезных ископаемых Рассчитаем сумму налога на добычу полезных ископаемых:

Нндпи = 2042 руб./т Зндпи = Нндпи · ?Q = 2042 · 4779,9 = 9760,56 тыс. руб.

Рассчитаем экономический эффект от внедрения мероприятия:

ЭТ =P Т-3Т,

PТ = Ц · ?Q = 6515,8 · 4779 = 31 139,008 тыс. руб.,

Средняя цена нефти без НДС, экспортной пошлины — Ц = 6515,8 руб./т

3 Т = 11 401,746 тыс. руб.

ЭТ = 31 139,008 — 11 401,746 = 19 737,262 тыс. руб.

Чистая прибыль от проведения мероприятия рассчитывается по формуле:

ЧП= ЭТ — Н, где Н — налог на прибыль Н = ЭТ · 0,24 = 19 737,262 · 0,24 = 4736,943 тыс. руб.

Прибыль НГДУ, полученная в результате проведения мероприятия по ограничению водопритока:

ЧП = 19 737,262 — 4736,943 = 15 000,319 тыс. руб.

Выводы:

Выводы и рекомендации по повышению эффективности добычи в условиях производства предприятия В НГДУ «Лениногорскнефть» для сохранения высоких объемов добычи нефти и достаточно полной выработки запасов нефти карботатных коллекторов залежей и площадей Ромашкинского месторождения широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) с целью увеличения добычи нефти.

Всего за 2006 год обработано методами повышения нефтеотдачи пластов 353 добывающих и нагнетательных скважин. Дополнительная добыча нефти, с учетом закачек предыдущих лет, составила в 2006 году 712,130 тыс.т. Всего же, с начала применения МУН, было получено 2435,206 тыс. т дополнительной нефти.

Наибольшее количество методов увеличения нефтеотдачи пластов приходится на добывающие скважины. На них было проведено 274 обработки, что составляет 77,62% от общего числа произведенных обработок.

Наиболее представленными методами увеличения нефтеизвлечения на добывающих скважинах, по цели проведения воздействия, являются методы, относящиеся к следующим группам:

— стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

— водоограничение продукции добывающих скважин;

— комплексное воздействие (стимуляция+водоограничение).

Большое число мероприятий производится с целью водоограничения продукции, в следствии большой обводненности продукции. Наибольшее количество мероприятий приходится на технологию ограничения водопритока СНПХ-9633. Эффективность по успешным скважинам стабильна все годы и в среднем составляет 0,530 тыс. т на одну скважину операцию.

1. Геологические отчеты НГДУ «Лениногорскнефть» 2004, 2005, 2006 гг

2. РД 153−39.1−004−96 «Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи и новой техники»

3. РД 153−39.0−620−09 «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной собственности»