аааа. солевой. Томский политехнический университет школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки
 Скачать 2.3 Mb.
|
|
3 КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К БОРЬБЕ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ В ПРОЦЕССЕ НЕФТЕДОБЫЧИ Из вышеперечисленный технологий, можно сделать вывод, что наиболее эффективный метод борьбы с солеотложениями – это применение технологий ингибирования солеотложений. Подбор метода ингибирования осуществляется с учетом дебита скважины и обводненности. В приложении Д таблица 18 показана матрица применения технологий ингибирования солеотложений. Для каждой из рассмотренных химических технологий, есть карта применимости, критерии и условия для их применения. Для технологии периодического дозирования обработке подвергаются скважины с низкой производительностью, где отсутствуют условия немедленного выноса всего объема ингибитора насосом. Рисунок 42 – Карта применимости технологии периодического дозирования Из преимуществ данной технологии можно отметить, что защитой обеспечены три зоны солеотложения из четырех – эксплуатационная колонна, насосное оборудование, НКТ и поверхностное оборудование. Отсутствие затрат на дозирующее оборудование, его монтаж и обслуживание. К недостатку отнести повышенный по сравнению с методом постоянного дозирования расход реагента. Ограниченность успешного использования на эксплуатационных скважинах. Нестабильный расход реагента. 89 Критерии и условия применения технологии постоянного дозирования (УДЭ, БРХ), ограничено производительностью дозирующих установок (обычно до Q ж не более 300 м 3 /сут). Кроме того, при высоких дебитах время нахождения ингибитора в зоне приема насоса мало, в следствие происходит его быстрый вынос, что резко снижает эффективность технологии. Рисунок 43 – Карта применимости технологий постоянного дозирования Достоинства: обеспечивается гарантированное присутствие ингибитора на приеме ЭЦН и в продукции скважины; относительная дешевизна метода. Недостатки: необходимы затраты на дополнительное оборудование (поверхностный дозатор), его монтаж и обслуживание; риски коррозии НКТ или ЭК; постоянно занята полевая затрубная задвижка, через которую осуществляется подача ингибитора; не защищается интервал ниже приема насоса. Рекомендации по совершенствованию технологий УДЭ: - Поиск дешевых и эффективных ингибирующих композиций; - Снижение коррозионной агрессивности ингибирующих композиций (ингибиторы комплексного действия). Для ПСК с ингибирующей композицией должны выполняться следующие критерии и условия: техническое ограничение (связано с максимальной нагрузкой на колонну, обычно это 250 – 300 кг); технологическое ограничение 90 (при высоких дебитах происходит быстрое размывание композиции, что резко снижает эффективность). Технология обычно применяется в интервале обводненности от 20 до 80%. Рисунок 44 – Карта применимости технологии погружных скважинных контейнеров Достоинства: обеспечивается защита всей компоновки УЭЦН; отсутствуют затраты на дозирующее оборудование, его монтаж и обслуживание. Недостатки: необходимы затраты на дополнительное оборудование (контейнер), монтаж; смена контейнера возможна только при подъеме установки; риски прихвата контейнера при спускоподъемных операциях (СПО) УЭЦН. Рекомендации по совершенствованию технологий для ПСК: - Совершенствование состава ингибиторной композиции для малообводненных (5-10%) и высокотемпературных скважин (выше 105 0 С); - Усовершенствование конструкции ПСК для обеспечения равномерности выноса ингибитора. Задавка ингибитора солеотложения в пласт. Критерии и условия применения: ввиду того, что при проведении операций по задавке в пласт осуществляется введение значительных объемов растворов, существует риск повреждения пласта, особенно, при задавке водных растворов. Несовместимость 91 ряда ингибиторов с жидкостями глушения на основе солей кальция. Необходимо обязательное проведение блока исследований (совместимость, адсорбционно– десорбционные свойства и т.д.). Достоинства: обеспечение защиты скважины начиная от ПЗП; применяется в широком интервале дебитов по жидкости и степени обводненности продукции. Недостатки: увеличение сроков проведения ремонта в скважине; риск изменения фазовых проницаемостей по воде и нефти при закачке водных растворов (особенно на водочувствительных колллекторах); необходим контроль за совместимостью ингибиторов солеотложения с применяемыми при ремонте технологическими жидкостями. Рисунок 45 – Карта применимости технологии задавки ингибитора солеотложения в пласт Недостатком технологии является то, что данная технология не рекомендуется для скважин, работающих в интенсивном режиме, поскольку сокращается продолжительность эффекта. Мощный скважинный насос организует значительный перепад давления в ПЗП и высокоскоростные потоки жидкости, из-за чего ускоряется десорбция ингибитора из пластовой породы. К достоинствам можно отнести то, что защита распространяется на призабойную 92 зону скважины, эксплуатационную колонну до уровня насоса, насосное оборудование, НКТ и наземные коммуникации. Задавка ингибитора в пласт по технологии Squeeze. Преимущества этого метода – возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, происходит защита призабойной зоны пласта, задается глубина проникновения. Рекомендации по совершенствованию технологий для задавки в пласт: - Подбор ингибиторов с оптимальными адсорбционно- десорбционными свойствами; - Создание совершенных кальцийустойчивых ингибиторов; - Создание и испытания неводных ингибирующих систем для задавок. Принцип подбора и разработки оптимального ингибитора солеотложений для карбонатных коллекторов является таким же, как и для терригенных коллекторов и зависит от геологических условий месторождения, минералогического состава пород, физико-химических характеристик пластового флюида, термобарических залеганий пород коллекторов, от совместимости химического состава ингибитора с другими контактирующими жидкостями (растворы глушения, пластовый флюид и т.д.). В приложении Б были рассмотрены действующие вещества ингибиторов солеотложения. На основе изученной литературы и статей была представлена рекомендательная таблица для применения ИСТ, на месторождениях Западной Сибири, приложение Е таблица 19. 93 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ» Студенту: Группа ФИО 2Б6П Червинскому Владиславу Юрьевичу Школа ИШПР Отделение школы (НОЦ) ОНД Уровень образования Бакалавриат Направление/специальность Нефтегазовое дело 21.03.01 Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»: 1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих Стоимость выполняемых работ, материальных ресурсов, согласно применяемой техники и технологии, в соответствии с рыночными ценами. 2. Нормы и нормативы расходования ресурсов Нормы времени на выполнение операций, нормы расхода материалов, инструмента, норма амортизации и т.д. 3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования Общий налоговый режим. Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке: 1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения Технико-экономическое обоснование целесообразности внедрения новой техники или технологии выполнения работ. 2. Планирование и формирование бюджета научных исследований Определение текущих затрат на проведение мероприятия. 3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования Расчет экономических показателей эффективности внедрения новой техники или технологии. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) : 1. Калькуляция себестоимости Дата выдачи задания для раздела по линейному графику Задание выдал консультант: Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент ОСГН Якимова Татьяна Борисовна к.э.н. Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 2Б6П Червинский Владислав Юрьевич 94 4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 4.1 Сущность и организация проведения мероприятия Внедрение технологии борьбы с отложениями солей путем закачки в пласт СНПХ-5312Т. Сущность метода основана на том, что способом защиты от солеотложений является периодическая закачка раствора ингибитора в ПЗП. Экономический эффект обусловлен увеличением дополнительной добычей нефти вследствие снижения интенсивности солеобразования. Результатом внедрения технологии по обработке скважин ингибитором СНПХ-5312Т, является предполагаемая дополнительная добыча нефти. Определим предполагаемую дополнительную добычу от внедрения мероприятия: Дополнительная добыча от увеличения дебита: ∆А = (А 2 - А 1 ) ∙365∙k э , (20) где А 1, А 2 – среднесуточный дебит по одной скважине по нефти, до и после внедрения новой техники т/сут; k э –коэффициент эксплуатации скважин ∆А = (27,2 - 20) ∙365∙0,97 = 2549,16 т/сут. (21) 4.2 Расчет сметы затрат на проведение мероприятия Смета затрат рассчитывается на основании затрат на материалы и спецтехнику, необходимых для проведения мероприятия, а также времени затраченного на внедрение мероприятия. Мероприятие проводит одна бригада капитального ремонта, в которую входят один бурильщик 6 разряда и один помощник 5 разряда. Нормативное время выполнения работ, связанных с проведением мероприятия представлено в таблице 20, выбраны согласно единым нормам и расценкам ЕНиР. Таблица 20 – Нормативное время выполнения работ Вид работ Время, час Расстановка оборудования 1 Обвязка устья скважины и агрегата ЦА-320 1,2 95 Опрессовка, час 1,3 Закачка технических жидкостей 3,5 Заключительные работы 1 Всего 8 Рассчитаем затраты на осуществление мероприятия: Заработная плата бригады определяется исходя из тарифных ставок работников, коэффициентов премирования и территориального коэффициента по времени на проведение ГТМ: З осн = ∑С∙Т р ∙n, (22) где С – тарифная ставка, руб.; Т р – время работы, час; Т – количество рабочих; З осн = 42,7∙8∙1+36,18∙8∙1= 631,04 (23) Премия составляет 30% от основной зарплаты: З пр = З осн ∙0,3 = 631,04∙0,3= 189,312 (24) Районный коэффициент составляет 50% от основной зарплаты и премии: З т = (З осн + З пр ) = (631,04+189,312) ∙0,5=410,176 руб. (25) Зарплата бригады составит: З бр =З осн + З пр + З Т = 631,04+189,312+410,176 = 1230,53 руб. (26) Отчисления на социальные нужды составляют 30% от общего фонда зарплаты: З соц =З бр = 1230,53∙0,3 = 369,16 руб. (27) Таблица 21 – Нормы расходов и стоимость единицы материалов Материал Количество материала Стоимость единицы материала, руб Пластовая вода 30 м 3 47,2 Пресная вода 10 м 3 14 СНПХ-5312Т 0,537 т 35530 Затраты на материалы определяются умножением количества материалов по видам на стоимость за единицу: З мат = V в.пл ∙ Ц в.пл + V в.пр ∙Ц в.пр +V СНПХ ∙Ц СНПХ , (28) где V i – количества материала, пластовой воды, пресной воды, СНПХ- 5312Т соответственно; 96 Ц i – стоимость единицы материала, пластовой воды, СНПХ-5312Т соответственно. З мат = 30 ∙ 47,22 + 10 14 +0,537 ∙ 35530 = 20636,21 руб. (29) Таблица 22 – Вид и время работы арендованного транспорта Вид транспорта Время работы, час Стоимость аренды, руб/ч Агрегат ЦА-320 8 1400 Автоцистерны ЦР-10, ЦР-4 16 450 Транспортные расходы определяются исходя из времени работы данного вида транспорта и расценок за час работ: Зт = ∑ 𝑡𝑖 ∙ 𝑛 𝑖 Ц i- =t ца ∙ Ц ца + t пр10 ∙ Ц пр10 + t пр10 ∙ Ц пр10 + t пр4 ∙ Ц пр4 (30) где t i – время работы оборудования, агрегат ЦА, автоцистерн ЦР-10 и ЦР- 4; Ц i – стоимость одного часа работы оборудования, агрегата ЦА-320, автоцистерн ЦР-10 и ЦР-4. З т = 8 1400 + 16 450 = 18400 руб. (31) Сумма прямых затрат складывается из общей зарплаты, отчислений на социальные нужды, затрат на материалы, транспорт: З пр = З бр + З соц + З мат + З тр (32) З пр = 1230,53 + 369,16 + 20636,1 + 18400 = 40635,79 руб. (33) Цеховые расходы составляют 23,72% от прямых затрат: З ц = 40635,79∙0,237 = 9630,69 руб. (34) Общехозяйственные расходы 9% от суммы З пр и З ц : (З пр + З ц ) 0,09 = (40635,79 + 9630,69) 0,09 = 4523,98 руб. (35) Смета затрат на проведение мероприятия представлена в таблице 23 Таблица 23 – Смета затрат на проведение мероприятия Статья затрат Сумма, руб. 1. Зарплата бригады: 2271,74 6 разряд – 1 человек, 5 разряд – человек, час. 631,04 Премия, % 189,312 Районный коэффициент, % 410,176 2. Отчисления на социальные нужды, % 369,16 3. Транспорт: 18400 97 Цементировочный агрегат ЦА-320, час. 11200 Автоцистерна ЦР-10, час. 7200 4. Материалы: 20636,21 Пластовая вода, м 3 1416,6 Пресная вода, м 3 140 СНПХ 5312T, т 19079,61 5. Цеховые расходы, % 9630,69 6. Общехозяйственные расходы 4523,98 Итого затрат 40635,79 4.3 Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти Проведение внедрения технологии борьбы с солеотложением путем закачки в пласт ингибитора СНПХ 5312T связано с определенными затратами, поэтому влияет на себестоимость добычи нефти. Рассчитаем изменение затрат на добычу нефти. Изменение затрат на энергию по извлечению нефти: ∆З э = ∆А ∙ С э.у , (36) где ∆А – дополнительная добыча нефти; С э.у – удельные затраты на добычу 1 т нефти; ∆З э = 2,549 ∙ 105,3 = 268,41 тыс.руб. (37) Изменение затрат на поддержании пластового давления составит: ∆З ппд = ∆А ∙ С ппд , (38) где С ппд – удельные затраты на плату поддержания пластового давления, на добычу 1 т нефти; ∆З ппд = 2,549 ∙ 134,71 = 343,37 тыс.руб. (39) Изменение затрат по сбору и транспорту нефти: ∆З сб = ∆А ∙ С сб , (40) где С сб – удельные затраты на добычу 1 т нефти, ∆З сб = 2,549 ∙ 83,98 = 202,97 тыс.руб. (41) Изменение затрат по технологической подготовке нефти: ∆З т.п = ∆А ∙ С т.п , (42) где С т.п – удельные затраты на добычу 1 т нефти; ∆З т.п = 2,549 ∙ 58,55 = 141,51 тыс.руб. (43) 98 Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования изменяются на сумму затраченную, на проведение мероприятия: ∆З с.э = З мер ∙ n (44) ∆З с.э = 42,11 ∙ 3 = 126,3 тыс.руб. (45) Итог изменение затрат: ∆З = 254,51+343,37+202,94+141,51+126,3+21,61=1072,56 тыс.руб. (46) Расчет себестоимости добычи нефти приведен в таблице 24. Таблица 24 – Калькуляция себестоимости добычи нефти до и после проведения обработки Затраты До внедрения мероприятия, тыс.руб. После внедрения мероприятия, тыс.руб. Изменение затрат, тыс.руб. Расходы на энергию по извлечению нефти 117827 118081,51 +254,51 Расходы по искусственному воздействию на пласт 149616 149959,37 +343,37 Основная зарплата производственных рабочих 119112 119112 - Отчисления на социальные нужды 6776 6776 - Амортизация скважин 47856 47856 - Расходы по сбору и транспортировке нефти 93974 94176,97 +202,97 Расходы по технологической подготовке нефти 65517 65658,51 +141,51 Расходы на содержание И эксплуатацию оборудования 336009 336135,33 +126,33 Цеховые расходы 40463 40463 - Общепроизводственные расходы 122672 122672 - Прочие производственные расходы 10023 10044,65 +21,65 Итого затрат, тыс.руб. 1009845 1010917,56 +1072,56 Добыча нефти, тыс.т 1109,15 1111,699 +2,549 Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб/т 910,46 909,34 -1,12 99 4.4 Расчет годового экономического эффекта Экономический эффект от внедрения мероприятия рассчитывается по формуле: Эт = Рт – Зт, (47) где Эт – экономический эффект от мероприятия за расчетный период, тыс.руб.; Рт – стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период, тыс.руб.; Зт – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия, тыс.руб. Стоимостная оценка результатов проведения мероприятия представляет собой оценку произведенной продукции (дополнительно добытой нефти) в оптовых ценах: Р = ∆А ∙ Ц (48) где Ц – оптовая цена 1 тонны нефти, Ц = 27619 руб. Р = 2,549 ∙ 27619 = 6775,5 тыс.руб. (49) Стоимостная оценка затрат равна затратам на дополнительную добычу нефти: З т = ∆З (50) З т = 1072,56 тыс.руб. (51) Экономический эффект по формуле составит: Э = 6775,5 – 1072,56 = 5702,94 тыс.руб. (52) Прибыль за счет внедрения мероприятия остающаяся в распоряжении предприятия: ∆П = Э - ∆Н, (53) где ∆П – прирост валовой прибыли; ∆Н – сумма отчислений от прироста прибыли, составляет 20%. ∆П = 5702,94 – (5702,94 ∙ 0,2) = 4484,36 тыс.руб. 100 100 ) : ( 1 1 2 2 − = Р А Р А П у , (54) 100 % 36 , 0 100 100 ) 5 , 6775 12 , 1109 : 5 , 6775 7 , 1111 ( = − = у П (55) Снижение себестоимости продукции за счет проведения мероприятия: 100 1 2 1 − = С С С С с , (56) где С 1 и С 2 – себестоимость добычи нефти до и после мероприятия, руб. % 06 , 0 100 46 , 910 9 , 909 46 , 910 = − = с С (57) Экономические показатели до и после внедрения технологии обработки скважин ингибитором СНПХ-5312Т приведены в таблице 25. Таблица 25 – Экономические показатели до и после внедрения технологии |