Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ 'Октябрьскнефть'

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    74,13 Кб
  • Опубликовано:
    2014-08-31
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ 'Октябрьскнефть'

Введение

 

Глубинно насосная эксплуатация нефтяных скважин применяется в тех случаях, когда естественной энергии пласта недостаточно для фонтанирования скважины.

В силу своей простоты и сравнительной дешевизны глубинно насосный способ добычи нефти получил широкое распространение на нефтяных месторождениях и у нас и за рубежом.

Из механизированных способов добычи нефти широкое распространение получили установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Этому способствовали необходимость увеличения отбора жидкости до 500-700 м3/сутки из скважин со средней глубинной подвески 1000-1300 метров привела к применению для этой цели центробежных насосов, по сравнению с насосами других типов, подачу и напор. Эти насосы не требуют промежуточных передач для уменьшения частоты вращения вала по сравнению с частотой вращения приводного двигателя, у них отсутствует периодически работающие всасывающие и нагнетательные клапаны, нет пар трения, детали которых движутся возвратно-поступательно.

Поэтому погружные центробежные насосы находят все большее применение при эксплуатации высокодебитных обводненных (до 99%) и наклонных скважин.

Различие нефтяных скважин по объему продукции и требуемой высоте её подъёма определяет необходимость иметь размерный ряд по мощности электроцентробежных насосных установок.

Месторождения Башкортостана вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительными объемами отбора и закачки воды. Интенсивная выработка запасов нефти неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных горизонтов месторождений, разрабатываемых с применением системы заводнения, привели к опережающему отбору нефти из высокопродуктивных коллекторов и, как следствие, к ухудшению структуры и запасов нефти в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых.

В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно-добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.

Повышение нефтеотдачи месторождений - актуальная проблема, решение которой отразится на эффективности геолого-разведочного производства, добычи нефти и экономического потенциала региона.

1. Геолого-физическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ "Октябрьскнефть"


1.1 Общие сведения о районе работ


Троицкое нефтяное месторождение в северо-западной части Башкирии, на территории Туймазинского района [1].

Севернее Троицкой площади находится железная дорога Уфа - Куйбышев. Ближайшей железнодорожной станцией является Туймазы. В некоторой близости от месторождения находятся поселки Нижнетроицкий и Верхнетроицкий и неподалеку посёлок Серафимовский. Ближайшим населенным пунктом является город Октябрьский, находящийся в 24 километрах к северу-западу от месторождения (рисунок 1).

Поселки Серафимовский, Верхнетроицкий и Нижнетроицкий связаны между собой шоссейными дорогами с асфальтовым покрытием.

Разработку Троицкого месторождения осуществляет ООО НГДУ “Октябрьскнефть”, расположенное в поселке Серафимовский. Бурение скважин производило Туймазинское управление буровых работ. Продукция нефтяных скважин после первичной подготовки из Самсыкского нефтесборного парка через перекачивающую станцию Субханкулово откачивается по нефтепроводу на нефтеперегонные заводы города Уфы. Попутный газ потреблялся сажевым заводом города Туймазы и частично использовался на местные нужды. Водоснабжение для бурения скважин осуществляется из подрусловых скважин реки Ик и реки Усень [2].

В орографарическом отношении район месторождения представляет собой пологий сглаженный водораздел наклоненный к западу изрезанный речкой и овражной сетью. Основными формами рельефа являются водораздельные холмы, пойменные части рек, полые и круглые склоны речных долин.

Наблюдаются уменьшения высотных отметок с востока на запад.

Если в восточной части площади высотной отметки достигают 300 - 350 метров, то в западной части они уменьшаются до 250 метров.

Гидрографическая сеть района хорошо развита. Наиболее крупной водной артерией является река Кидаш, которая берёт начало в пределах площади. Источниками питания рек, в основном, являются выходы грунтовых вод Казанского яруса в виде родников и ручьёв.

Климат района континентальный. Он характеризуется морозной зимой, с температурой достигающей до минус 450С (в январе месяце) и довольно жаркая летом с температурой до 300С (в июне месяце). Преобладает направление ветров юго-восточное. Снежный покров достигает 1,5-2 метров. Глубина промерзания грунта до 1,8 метров. Среднегодовое количество атмосферных осадков достигает 500 миллиметров. Растительность представлена в основном лиственными лесами, леса приурочены к водораздельным участкам и больше распространены в северной части, чем в южной.

Из полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, немалое значение в экономике района имеют известняки, плитчатые и глыбовые песчаники казанского яруса, уфимские глины, пески, гравий и галечник используемые местным населением в качестве строительного материала.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Девонские отложения (D) представлены только средним (D2) и верхним (D3) отделами. Средний отдел расчленяется на два яруса: эйфельский (D2ef) и живетский (D2gv) [4].

Эйфельский ярус представлен кольцесловым (койвенским D2kl) и бийским (D2bs) горизонтами. Кольцесловый горизонт сложен песчано-гравийными отложениями верхней части пласта D6 и терригенно-карбонатными отложениями нижней части слоя ''нижний известняк''. Песчаники буровато-серые и бурые разнозернистые до гравийных с прослоями гравелитов и конгломератов. Мощность горизонта 14-25 м.

Рисунок 1 - Обзорная схема района работ


Месторождения: 1 - Мустафинское; 2 - Михайловское; 3 - Копей-Кубовское; 4 - Туймазинское; 5 - Субханкуловское; 6 - Серафимовское; 7- Балтаевское; 8 - Саннинское; 9 - Ташлы-Кульское; 10 - Петропавловское; 11- Солонцовское; 12 - Кальшалинское; 13 - Троицкое; 14 - Стахановское; 15 - Абдулловское; 16 - Суллинское; 17 - Ермекеевское; 18 - Илькинское; 19 - Усень-Ивановское; 20 - Рятамакское; 21 - Березовское

Бийский горизонт представлен преимущественно органогенно-обломочными известняками, реже доломитами. Выделяется как репер ''нижний известняк''. Общая мощность горизонта 15-23 м. Отложениями бийского горизонта завершается эйфельский цикл осадкоотложения.

Живетский ярус состоит из отложений старооскольского (D2st) и муллинского (D2ml) горизонтов.

Старооскольский горизонт представлен теригенно-карбонатным комплексом пород, включающим: песчано-гравийный пласт D4 мощностью от 5 до 13 м; аргиллито-алевролитовую пачку мощностью от 4 до 8 м; песчаный пласт D3 мощностью от 0,5 до 6 м; карбонатную пачку ''средний'' известняк мощностью до 4 м.

Общая мощность горизонта 15-40 м.

Муллинский горизонт подразделяется на два литологических комплекса пород - терригенный и карбонатный.

Терригенный комплекс представлен следующими породами: нижней аргиллито-алевролитовой пачкой мощностью до 8 м; песчаным пластом D2 мощностью от 3 до 26 м; верхней пачкой аргиллито-алевролитовых пород мощностью от 1 до 5 м.

Мощность терригенной пачки изменяется в зависимости от изменения мощности песчаного пласта D2. Уменьшение мощности последнего происходит за счет замещения песчаников в подошве и кровле алевролитами и аргиллитами. Разрез муллинского горизонта заканчивается карбонатной пачкой, мощность которой колеблется от 0,4 до 4 м, называемой “черным известняком”. Общая мощность горизонта от 9 до 40 м.

Отложения верхнего девона представлены франским (D3f), фаменскими (D3fm) ярусами. Франский ярус подразделяется на нижний (D3f1), средний (D3f2) и верхний (D3f3) подъярусы. К нижнефранскому подъярусу относятся пашийский (D3p) и кыновский (D3kn) горизонты.

Пашийский горизонт сложен преимущественно терригенными образованиями. В его разрезе выделяются следующие пачки: нижняя аргиллито-алевролитовая мощностью до 10 м; средняя песчано-алевролитовая, представленная преимущественно песчаным пластом D1 мощностью до 22,5 м; верхняя аргиллито-алевролитовая пачка мощностью от 2 до 26 м с прослоями и линзами песчаника.

Общая мощность пашийского горизонта 35-40 м.

Кыновский горизонт представлен толщей терригенных и глинисто-карбонатных пород, которая делится на три литологических пачки: карбонатную (репер “верхний известняк”), выполненную органогенными и глинистыми известняками; аргиллито-алевролитовую, в основании которой залегают известняки (репер “среднекыновский”); карбонатную, представленную известняками (репер “верхнекыновский”).

Общая мощность кыновского горизонта 22-25 м.

Среднефранский подъярус расчленяется на саргаевский (D3sr), доманиковый (D3dmn) и мендымский (D3mnd) горизонты.

Саргаевский горизонт представлен в основном карбонатными породами. Известняки серые и зеленовато-серые плотные, с прослоями темно-серого битумного мергеля или аргиллита. Мощность горизонта от 5 до 9 м. Доманиковый горизонт состоит из известняков темно-серых битуминозных с тонкими прослоями черных глин и мергелей, с включениями кремния и пирита.

Мощность горизонта от 21 до 75 м.

Мендымский горизонт сложен серыми глинистыми слоистыми или брекчиовидными известняками и доломитами с прослоями мергелей и глинистых сланцев.

Мощность горизонта от 35 до 47 м.

Верхнефранский подъярус почти целиком представлен карбонатными породами - буровато-серыми с темно-серым доломитизированными известняками с прослоями брекчиевидных известняков.

Мощность подъяруса 95-116 м.

Фаменский ярус делится на нижнефаменский (D3fm1) и верхнефаменский (D3fm3) подъярусы.

Нижнефаменский подъярус представлен доломитами серыми и зеленовато-серыми, кавернозно-пористыми подчиненными прослоями мелкокристаллических трещиноватых известняков с прослоями гипса и ангидрита.

Мощность подъяруса 70-150 м.

Верхнефаменский подъярус слагают известняками и реже доломитами, которые встречаются только в верхней части разреза. Известняки мелкокристаллические, пористо-кавернозные, с прослоями аргиллитов.

Общая мощность фаменского яруса 90-160 м.

Нижний карбон (C1) подразделяется на турнейский (C1t), визейский (C1v), камюрский (C1s) ярусы.

Турнейский ярус характеризуется значительной орациальной изменчивостью. Расчленяется на нижнетурнейский (лихвинский надгоризонт C1l) и верхнетурнейский (чернышенский надгоризонт C1cn) подъярусы, в разрезе которых выделяются соответственно заволжские (D3zv) слои, малевский (C1ml), упинский (C1up), черепетский (C1crp) и кизеловский (C1kzl) горизонты.

Турнейский ярус сложен в основном известняками, нередко глинистыми и окремнелыми, в верхней части разреза с прослоями темных аргиллитов.

Общая мощность яруса 80-130 м.

Визейский ярус делится на нижневизейский (малиновский надгоризонт C1mn), средневизейский (яснополянский надгоризонт C1jp) и верхневизейский (окский (C1ok) и серпуховский надгоризонты) подъярусы. Яснополянский надгоризонт состоит из терригенной (бобриковский горизонт C1bb) и карбонатных (тульский горизонт C1tl) пачек.

Бобриковский горизонт сложен исключительно терригенными породами. В нижней части разреза залегают аргиллиты серые и темно-серые, тонкослоистые. Средняя часть разреза представлена аргиллито-алевролитовой пачкой, в нижней части которой прослеживается песчано-алевролитовый пласт - нижний продуктивный пласт бобриковского горизонта. В верхней части разреза преобладают аргиллито-алевролитовые породы с тонкими прослоями каменного угля и углистого сланца. Местами прослеживаются 2-3 маломощных прослоев линзовидных песчаников, которые представляют верхний продуктивный пласт бобриковского горизонта.

Общая мощность пласта 10-19 м.

Тульский горизонт характеризуется литологическим однообразием. Представлен в основном глинистыми участками окремелыми известняками.

Мощность горизонта 30-40 м.

Четвертичная система (Q) представлена песками, суглинками, а также аллювием, состоящим из окатанных и полуокатанных обломков карбонатных и кремниевых пород.

Мощность четвертичных отложений доходит до 10-12 м.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

 

Промышленно нефтеносными являются песчаный пласт С4 бобриковского горизонта (терригенная толща нижнего карбона), карбонатная пачка Ск кизеловского горизонта турнейского яруса, карбонатные пачки Dфв и Dфн фаменского яруса, песчаный пласт D2 муллинского горизонта, песчаные пласты D3 и D4 старооскольского горизонта (терригенная толща девона).

Оценка степени распространения коллекторов, пределы колебаний эффективной толщины по продуктивным пластам приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика продуктивных пластов

Пласт Пачка

Коллектор

Коэффициент распространения коллекторов

Эффективная толщина по скважинам, м.

Коэффициент расчлененности




Предельная

Средняя


С5

Песчаник

0.60

0.8-7.6

2.4

1.0

Ск

Известняк

0.8

0.8-6.4

3.1

2.7

в

Известняк

0.83

0.8-12.4

5.3

2.5

н

Известняк

1.0

2.0-12.0

4.8

1.2

D1

Песчаник

0.98

0.8-27.2

10.3

1.9

D2

Песчаник

0.94

1.3-24.0

13.3

1.6

D3

Песчаник

0.60

0.8-8.8

1.4

1.0

D4

Песчаник

0.74

0.8-17.0

7.1

1.4


Бобриковский горизонт C1bb пласт С6

Песчаники пласта С6 имеют полосообразное и линзовидное залегание, преимущественно в северной и южной части месторождения. В большинстве скважин, вскрывших пласт-коллектор, эффективная толщина изменяется от 1,2 до 3 метров. Как правило, песчаники залегают одним монолитным слоем.

Кизеловский горизонт C1kzl пачка Ск

Пористые прослойки известняков, залегающие в верхней части кизеловского горизонта, выделяются в продуктивную пачку Ск. Достаточно четко прослеживаются два пористых прослоя. Эффективная суммарная толщина этих прослоек изменяется от 0,8 до 6,4 метров. Общая толщина пачки в среднем равна 11 метров, а эффективная толщина 3,1 метра.

Верхнефаменский подъярусD3fm3 пачка Dфв

К продуктивной пачке Dфв относятся прослои порово-каверновых известняков, залегающие ниже фаменского репера. Общая толщина этой пачки составляет от 19 до 43 метра. Пористые прослои приурочены к трем интервалам, которые достаточно уверенно прослеживаются по площади. Однако прерывистость отдельных прослоев высока, так как часто коллекторские свойства их снижаются ниже критических значений и залегание прослоев-коллекторов в скважинах различно. Средняя эффективная толщина пористых прослоев в среднем равна 2 метрам, а пачки в целом 5,3 метра.

Нижнефаменский подъярус, пачка Dфн.

Продуктивная пачка Dфн залегает в кровле нижнефаменского яруса. Толщина верхнего продуктивного прослоя коллекторов, к которому приурочены залежи нефти, изменяется от 0.8 до 4.8 метра. Ниже залегают водоносные прослои.

Пашийский горизонт D3p пласт D1.

Песчаники пласта D1 имеют почти повсеместное распространение по площади (коэффициент распространения равен 0,98). Отмечается полосообразные залегания зон пониженных и повышенных эффективных толщин пласта. На Троицком участке зоны пониженных толщин песчаников расположена вдоль грабена. Несомненно, наличие грабенообразного прогиба повлияло на отложения песчаников. На Южно-Троицком и Суккуловском участках в районе поднятий отметаются повышенные эффективные толщины. Песчаники, залегающие в верхней части разреза, часто отчленены от нижележащих прослоев и имеют прерывистое залегание. В пласте D1 установлено 14 залежей нефти.

Муллинский горизонт D2ml пласт D2

Песчаники пласта D2 довольно выдержаны по площади (коэффициент распространения равен 0.94). Однако, по разрезу они часто, в разной степени замещены алевролито-аргиллитовыми породами. В связи с этим эффективная толщина пласта по скважинам изменяется в больших пределах: от 1.2 до 24 метра. Зоны повышенных значений эффективной толщины приурочены в основном к поднятиям. Нередко песчаники имеют от 2 до 4 прослоек. Коллекторские свойства изменяются в больших пределах в песчаниках пласта D2 установлено 7 залежей нефти.

Старооскольский горизонт D2st пласт D3

Песчаники пласта D3 залегают в виде широкой извилистой полосы. Обширная зона замещения коллекторов отмечается на Суккуловском участке, где песчаники имеют очень ограниченное линзовидное залегание. Наблюдается частое чередование зон повышенных и пониженных значений эффективной толщины, ее высокая изменчивость.

1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей

Характеристика нефти и растворенного в ней газа продуктивных пластов Троицкого месторождения дается на основании анализов поверхностных и глубинных проб нефти. Поверхностные пробы отобраны по всем продуктивным пластам. Глубинных проб не отобрано из пласта D3, Кизеловского и Бобриковского горизонтов. Изучение свойств пластовых нефтей производилось в лаборатории ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Нефти верхних горизонтов (пласт С6, пачки Ск, DфВ и DфН) более тяжелые, вязкие, смолистые, с высоким содержанием асфальтенов. Из карбонатных отложений фаменского яруса отобрано три глубинные пробы из двух скважин. Одна проба из отложений нижнефаменского подъяруса (пачка DфН) и третья проба совместная (DфВ и DфН). Результаты исследований показывают, что нефти по обеим пачкам существенных различий не имеют.

Нефть фаменского яруса тяжелая (плотность разгазированной нефти 0.96 г/см3) , имеет высокую вязкость достигающую до 60 мПа*с в пластовых условиях. По поверхностным пробам её величина достигает 203 мПа*с. Давление насыщения изменяется от 4 до 4,6 мПа, а газонасыщенность от 2,4 до 15,5 м3/т. Довольно стабильна величина объемного коэффициента, которая в среднем составляет 1,036, а пересчётного коэффициента - 0,996.

По пласту D1 отобрано 7 глубинных проб из трех скважин (скважины №93, №590, №650) по трем залежам. Плотность пластовой нефти колеблется от 0,789 г/см3 до 0,819 г/см3, в среднем составляя 0,799 г/см3 (таблица 1.2). Средняя плотность разгазированных нефтей составляет 0,862 г/см3, что мало отличается от средней величины плотности нефти по поверхностным пробам (0,866 г/см3). Следует также учесть, что поверхностные пробы характеризуют все залежи, а следовательно, не учитывают некоторого различия в свойствах нефти по залежам. Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 2,2 до 4,6 мПа*с в среднем составляя 3,8 мПа*с.

Вязкость разгазированной нефти из пластовых проб в среднем составляет 12,6 мПа*с. По поверхностным пробам её величина в среднем оставляет 15,2 мПа*с. Давление насыщения нефти колеблется от 8 до 9,5 МПа при пластовом давлении 18,5 МПа. Средняя газонасыщенность по пласту D1 равна 57 м3/т. Объемный коэффициент в среднем равен 1,15, а соответствующая ему величина пересчетного коэффициента равна 0,865.

По пласту D2 отобрано 17 пластовых проб из 4 скважин (скважины №588, №597, №598, №604). Нефть пласта D2 по сравнению с нефтью пласта D1 несколько легче и менее вязкая. Средняя плотность её составляет 0,764 г/см3 (пласт D1 - 0,799 г/см3). Вязкость изменяется от 2,2 до 3,5 мПа*с; в среднем газонасыщенность составляет 94 м3/т. При этом давление насыщения равно 10,4 МПа, величина объемного коэффициента 1,217, пересчетного коэффициента - 0,822. Плотность нефти разгазированных пластовых проб в среднем составила 0,830 г/см3, а средняя величина плотности по поверхностным пробам - 0,838 г/см3. Расхождения обусловлено, как по пласту D1, большей представительностью поверхностных проб, охватом ими большего числа залежей. Нефти пласта D3 по поверхностным пробам имеют плотность 0,870 г/см3, то есть близкие к нефти пласта D1. Близки они и по значению кинематической вязкости - 22.4 мм2/с (по пласту D1 - 21,3 мм2/c).

По пласту D4 отобрано 8 проб из трёх скважин (скважины №556, №576, №594), которые характеризуют нефти только двух залежей. Плотность пластовой нефти пласта D4 несколько меньше, чем по пласту D1 (0.791 и 0.799 г/см3).

По вязкости нефти пластов D4 и D1 одинаковые в пластовых условиях и несколько различаются в поверхностных условиях (D4- 10,3 мПа*с и D1-18 мПа*с).

Несколько снижены по сравнению с пластом D1 величины газонасыщенности (52,8 м3/ т) и объемного коэффициента (1,126). По данным исследования поверхностных проб следует, что свойства нефти пласта D4 существенно применяются по залежам.

Компонентный химический состав пластовой нефти изучался по пробам (таблица 1.3). По одной пробе пластов D1 и D2 и по двум пробам из фаменского яруса (пачка DфВ и DфН). Содержание азота, растворенного в нефти пласта D2, почти в 2 раза выше, чем в нефти пласта D1. В связи, с чем по пласту D2 отмечается повышение давления насыщения (10,4 МПа против 2,9 МПа). Содержание газовых компонентов в углеводородном ряду по пластам D1и D2 равно 35-39%, этим объясняется повышенное газосодержание нефтей пластов D1 и D2 и низкое - нефти фаменского яруса.

Газы нефтей пластов D1 и D2 не содержат сероводорода. По пласту D3 глубинные пробы не отбирались, а по пласту D4 исследование не проведено. Газы нефтей верхнефаменского подъяруса содержат 1,03% сероводорода и углекислоты в четырёх с лишним раза больше, чем газы пласта D1. В газах пласта D2 углекислоты не обнаружено. Отличительной чертой газа, растворенного в нефтях Троицкого месторождения, является низкое содержание азота, которое изменяется от 10 до 21%.

В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан, содержание которых составляет по терригенному девону 70-73%. По фаменскому ярусу их содержание равно 62,7% . Из компонентного состава следует, что все газы относятся к жирным, и содержат достаточное количество тяжелых углеводородов. Содержание гелия в газах некондиционное. В таблице 1.4 представлен химический состав пластовых вод.

Таблица 1.2
Физические свойства пластовых нефтей

Показатели

Пласт D1

Пласт D2

Пласт D4

Турнейский ярус C1t

1

2

3

4

5

Температура пласта, 0С

35

35

35

26

Давление насыщения, МПа

9.22

9.00

9.75

2.66

Уд. объем нефти при Рнас

1.082

1.0087

1.0084

1.0092

Коэффициент сжимаемости, 10-4*0.1 МПа

9.83

10.2

10.9

6.3

Коэффициент температурного расширения, 10-4*10С

8.27

8.70

8.75

8.0

Плотность нефти, г/см3 при 17.5 Мпа при Рнас. при 20 0С и Р=0

0.805 0.788 0.850

0.786 0.799 0.830

0.777 0.770 0.830

0.866 0.875 0.887

Вязкость нефти, мПа*с при 17.5 Мпа при Рнас.

2.43 2.15

1.76 1.59

1.45 1.32

- 14.0

Усадка нефти от Рнас.,% объема

12.5

13.0

15.9

2.35

Объемный коэффициент

1.15

1.16

16.0

1.024

Газосодержание, м3/т м33

61.0 52.0

62.5 51.8

77.8 64.7

11.8 10.6





Таблица 1.3

Фракционный состав поверхностных нефтей

Продуктивный горизонт

Содержание,%

Содержание акцизных смол

Температура плавления парафина,0С

Фракционный состав поЭнглеру, выход в%


парафина

асфальтенов

Селикагелевых смол

серы



НК, 0С

От НК до 2000С

200-3000С

остаток

Потери

Сероводород

ТТНК

3,4

4,7

17,4

2,7

65,0

50,0

69

19,7

23,7

56,3

0,3

есть

Турнейский ярус C1t

3.8

6.2

19.5

2.9

-

49.0

72

18.5

24.5

56.5

0.5

есть

Верхне-фаменский D3fm3

3.6

5.5

15.9

2.9

60.0

50.0

55

20.7

20.8

58.0

0.5

есть

D1

5.7

2.9

10.7

1.5

-

48.0

55

24.8

23.0

51.8

0.4

отсутствует

D2

4.6

3.7

10.4

1.4

33.0

50.0

60

26.8

21.7

51.2

0.3

отсутствует

D2

5.2

1.8

9.5

1.0

22.9

49.0

61

28.5

24.1

47.0

0.4

отсутствует

D3

4.9

3.3

9.9

1.3

22.9

50.6

59

28.0

21.9

49.8

0.3

отсутствует

D4

4.9

3.0

8.9

1.4

26.3

50.0

57

28.4

23.6

47.7

0.3

отсутствует

 

Таблица 1.4

Химический состав пластовых вод

Горизонты, пласты

Плотность, г/см3

Мг. экв/100г;%экв

Характеристика по Пальмеру



Cl-

SO4--

HCO-3

Ca++

Mg++

K++Na+

сумма

S1

S2

A2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Бобриковский горизонт C1bb

1.172

38149.64

0.070.01

364.5

182.2

35043.7

808

86.6

13.4

0.02

Турнейский ярус C1t

1.155

33749.58

2.710.40

0.140.02

375.5

223.2

28141.3

680

82.6

17.4

0.04

Верхнефаменский D3fm3

1.177

39649.76

1.1830.23

0.080.01

496.1

222.8

32741.1

796

82.2

17.8

0.02

Нижнефаменский D3fm1

1.175

37849.87

2.090.12

0.090.01

379.1

183.8

32537.1

760

74.2

25.8

0.02

D1

1.193

41849.98

0.060.01

0.02-

11.113.2

334.0

27432.1

836

65.6

34.4

-

D2

1.192

41550.0

0.060.01

0.02-

11213.5

344.1

26932.4

830

64.8

35.2

-

D3

1.191

41350.0

0.050.01

0.01-

11614.1

354.2

26231.7

826

63.4

36.6

-

D4

1.192

41650.0

0.04-

0.01-

12214.7

304.3

25831.0

832

62.0

38.0

-




2. Динамика и состояние разработки Троицкого месторождения

2.1 Анализ показателей разработки

На 01.12.1998 года на месторождении зафиксированы следующие показатели разработки (рисунок 2) [9].

Добыча нефти с начала разработки составила 1568948 т, в том числе за последний год (1998) 38412 т (среднесуточный дебит 105,2 т/сут.). Добыча воды с начала разработки составила 18453284 т, в том числе за последний год 535600 т (среднесуточный дебит 1467,4 т/сут). Соответственно, количество добытой жидкости:

в поверхностных условиях - с начала разработки 16125433 т за 1998 год 576321 т (среднесуточный дебит 1578,9 т/сут),

в пластовых условиях - с начала разработки 17366390 т, за 1998-ый год 594615 т (среднесуточный дебит 1786,1 т).

Количество добытого попутного газа выражается следующими цифрами:

за весь период разработки месторождения добыто 65520 тыс. т попутного газа, за последний год - 163,9 тыс. м3 (средний газовый фактор составил 12,7 м3/т).

Конечная обводненность на конец 1998 года составила: весовая -91,07%, объемная поверхностная - 88,40%, объемная пластовая - 86,28%. При чем обводнен весь добывающий фонд скважин (101 скважины). Они распределяются по проценту обводненности продукции следующим образом: с обводненностью от 20% до 50% работают 2 скважины, от 50% до 90% - 30 скважины, от 90% до 98% - 52 скважин, свыше 98% - 17 скважин. Водный фактор составил 3,2 м33 или 4,2 т/т за весь период разработки (за последний год - 5,1 м3 / м 3 или 7,1 т/т) [3].

Необходимость поддержания пластового давления на Троицком месторождении отпадает, в связи с тем, что территория этого месторождения приходится на водоохранную зону. Отсутствие систем ППД объясняется также тем, что пластовое давление практически не изменяется и это связано с особенностью геологического строения - нижние слагающие пласты являются “пластами-плывунами “.

Анализ показателей разработки за 1994 - 1998 года приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Анализ показателей разработки за 1994-1998 годы

Параметры

Годы


1994

1995

1996

1997

1998

Количество скважин

96

98

99

99

101

Добыча нефти, т/сут

122,46

108,5

97,8

91,5

80,55

Добыча жидкости, т/сут

1720

1635,2

1680

1578,9

1425

Добыча нефти, т

44083

39059

35700

30150

31200

Добыча жидкости, т

491900

562400

427200

451900

380470

Обводненность,%

90,9

92,3

92,6

93,3

91,9

.2 Анализ фонда скважин

Дается оценка степени исследования добывных возможностей скважин и насосного оборудования, а также максимального объема геолого-технических мероприятий по увеличению отбора жидкости из скважин снижением динамических уровней.

Методика анализа следующая. На первом этапе получили статистические распределения скважин по глубине подвески насосов и динамическому уровню. Затем установили высоту подъема жидкости из скважин, которая обеспечивается современным насосным оборудованием для условий Троицкого месторождения. Высота подъема жидкости приближенно равна динамическому уровню. Пользуясь распределением фонда по динамическому уровню, и принятой высотой подъема жидкости оценили долю фонда скважин для разработки геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Исходные данные взяты из технологических режимов скважин (таблицы 2.2, 2.3) [5].

В реальных условиях подача и высота подъема жидкости скважинных насосов отличаются от паспортной. Фактическая подача насосов зависит от режима работы, конструкции и технического состояния оборудования, величины пластового и забойного давления, коэффициента продуктивности, физико-химических свойств жидкости, газового фактора, растворимости газа в нефти и так далее.

При прочих равных условиях подача насоса зависит от объёма газа попадающего вместе с нефтью в насос и снижающего его объёмный коэффициент подачи из-за несовершенства существующих скважинных газосепараторов. Борьба с вредным влиянием газа осуществляется увеличением погружения насосов под динамический уровень.

Рациональную глубину погружения насосов определяют опытным путём. Электроцентробежные насосы вполне удовлетворительно работают при погружении 450-600 метров (по вертикали).

Погружение насосов на глубины, превышающие указанные приводит к незначительному увеличению коэффициента подачи и поэтому нецелесообразно.

В скважинах Троицкого месторождения напор установок ЭЦН обеспечивает высоту подачи жидкости 1100-1200 метров при давлении на устье скважины 1.5 МПа. Электроцентробежные насосы рекомендуется устанавливать на глубины 1600 метров при этом динамический уровень необходимо поддерживать на глубине не менее 1000 метров.

Выводы:

. Около 40% действительного фонда добывающих скважин имеют резервы для добычи нефти.

. Даны рациональные интервалы изменения основных параметров насосных установок.

Таблица 2.2

Характеристика фонда скважин ЦДНГ-1 ООО НГДУ «Октябрьскнефть» по дебиту нефти на 01.11.2002 г.

Показатели

Скважин

0 - 0,3 т/сут 0 - 1 т/сут >2 т/сут <5 т/сут

90 225 81 14

Таблица 2.3

Характеристика фонда скважин ЦДНГ-1 ООО НГДУ «Октябрьскнефть» по дебиту жидкости на 01.11.2002 г.

Показатели

Скважин

0 - 2 м3/сут 2 - 5 м3/сут 5 - 10 м3/сут > 10 м3/сут в т.ч.> 50 м3/сут в т.ч.> 100 м3/сут

159 83 62 54 18 11

2.3   Современные технологии повышения нефтеотдачи применяемые в ООО НГДУ "Октябрьскнефть"

Технология и техника поддержания пластового давления

Ежегодное наращивание добычи нефти с использованием системы ППД неразрывно связано с ростом обводненности продукции скважин и необходимостью реализации увеличивающихся объемов попутно добываемой воды. Последнее достигается с развитием системы ППД, т.е. все звенья нефтепромыслового хозяйства взаимосвязаны.

Обработка призабойных зон ПАВ

Обработка призабойной зоны растворами ПАВ производится по следующей схеме: из скважины поднимают подземное оборудование, и эксплутационную колонну шаблонируют, тщательно промывают забой, поднимают трубы с шаблоном, на 15-30 м выше верхних отверстий интервала перфорации спускают пакер и спрессовывают его, причем конец трубы под пакером должен находиться против нижних перфорационных отверстий. Готовят раствор ПАВ из расчета 0,1% на 3-10 м3 воды; готовый раствор закачивают в НКТ и продавливают в пласт водой. Объем продавочной воды берется равным объему НКТ. Скважину оставляют под давлением на 24 часа, после чего производиться снятие давления, разгерметизация пакера, промывка скважины, подъем пакера, спуск подземного оборудования и пуск скважины в эксплуатацию [6].

Кислотные обработки призабойной зоны пласта

В ООО НГДУ "Октябрьскнефть" для улучшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта применяются следующие виды кислотных обработок:

а) Солянокислотная обработка;

б) Термопенокислотная обработка;

г) Нефтекислотная обработка;

д) Нефтепенокислотная обработка;

Солянокислотная обработка. Анализ большого числа простых солянокислотных обработок (197) на нефтяных залежах ООО НГДУ "Октябрьскнефть" показал, что высокая успешность этих обработок (по дополнительно добытой нефти на одну обработку от 494,8 т до 373,3 т) соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей (до 20%). При обводненности свыше 30-40% средняя эффективность резко падает (в пять раз) [10].

При давлении свыше 5,65 МПа и t = 20°С (средняя температура против призабойной зоны пластов скважин ООО НГДУ "Октябрьскнефть" 24°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контакта кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.

Из опыта гидроразрыва пласта на скважинах ООО НГДУ "Октябрьскнефть" установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву происходит при давлениях 18-25 МПа. Поэтому при первичных солянокислотных обработках не следует создавать давление свыше 12-15 МПа. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течение определенного времени (30-120-240 минут), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов , по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.

В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.

Термопенокислотные обработки. При сравнимых кратности обработок kr = 3.3, Pzak = 3.54 МПа., дебита нефти до обработки Q1 = 2.3 т/сут комбинированная термопенокислотная обработка по эффективности выше пенокислотной обработки - 511,6 т на одну обработку против 410,6 т, что объясняется отмывом асфальтово-смолисто-парафиновых отложений в ПЗП и снятием блокировки действия органических отложений высокой температурой в зоне отложений этих веществ.

На всех площадях, где применялся этот метод, получены высокие результаты по эффективности (от 451 т до 736 т на одну обработку)

В настоящее время обработки с использованием компрессора не применяются из-за запрещения работ без дополнительных мероприятий безопасности.

Нефтекислотные обработки. Наиболее эффективным способом замедления нейтрализации соляной кислоты при обработке скважин и расширения радиуса химического воздействия на пласт нужно считать применение гидрофобных солянокислотных эмульсий.

Применение высоковязких эмульсий позволяет избирательно обрабатывать мало проницаемые участки, создаются условия для вовлечения в работу новых пропластков, ранее не подвергнутых действию кислоты. Вдобавок выше сказанному нейтрализация кислоты, входящей в состав закачиваемой в пласт эмульсии, происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты.

Закачивание вслед за кислотной эмульсией раствора соляной кислоты встречает дополнительное препятствие со стороны высоковязкой эмульсии, занявшей раздренированные каналы пласта, и воздействием чистым раствором кислоты охватываются малопроницаемые участки при повышенных давлениях.

Учитывая, что в пласте замедляется растворение карбонатных пород в соляной кислоте вследствие большого давления и накапливания продуктов реакции, при разработке составов гидрофобных эмульсий нужно обеспечить их потенциальную коллоидную неустойчивость и минимальную вязкость.

Практически всем продуктивным отложениям, а в особенности карбонатным, в той или иной степени присуща трещиноватостъ. Отличительной особенностью таких коллекторов является продуцирование притоков нефти, как макро - и микротрещинами, так и пустотами скелета породы.

Соотношение трещинной и матричной (блоковой) проницаемости, а соответственно и продуктивностей тесно связано с условиями, в которых находится продуктивный пласт. При вскрытии коллектора скважиной тангенциальные (кольцевые) и нормальные напряжения горного давления стремятся сомкнуть или сузить проходное сечение трещин, что зачастую приводит к полному исключению трещиноватости из сферы фильтрации пластовых флюидов. В результате коллектор смешенного типа может проявлять себя как поровый.

Повышение забойного (пластового) давления, противодействующего сжимающим напряжениям, дает обратный эффект: сомкнутые микротрещины раскрываются, вследствие чего резко возрастает трещинная проводимость.

В ряде смешанных коллекторов трещинные системы содержат весьма значительные объемы пластовых флюидов.

Для временного отключения поровой части коллектора при НКО закачивается тампон из высоковязкой эмульсии, приемистость поровой части коллектора снижается, увеличение устьевого давления позволяет раскрыть микротрещины, дальнейшее нагнетание нефтекислотной эмульсии и кислоты приводит к обработке трещин, в итоге коллекторские свойства пласта резко возрастают.

Нефтепенокислотная обработка. Заметим, что при сравниваемой кратности нефтекислотных обработок с пенокислотными, применение нефтепенокислотных эмульсий позволяет создавать более высокие давления закачки - 5,7 МПа против 3,32 Мпа.

В условиях больших значений толщин пласта и радиуса зоны, измененной проницаемости, предпочтение следует отдавать технологическим схемам, обеспечивающим поинтервальное воздействие на породу.

В этом смысле хорошо показали себя нефтепенокислотные обработки -направленные обработки кислотной пеной с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавкой кислотной пены большим объемом воздуха. Закачиваемая высоковязкая нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы продуктивной части пласта, что позволяет осуществить закачку пены в верхние неотработанные интервалы.

3. Технологическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

.1 Компоновка оборудования УЭЦН на Троицком месторождении

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти состоит из погружного агрегата (электронасоса), спускаемого в скважину на насосных трубах, погружного электродвигателя, специального кабеля, питающего двигатель электроэнергией, и станции автоматического управления (рисунок 3).

Подземное оборудование

Электроцентробежный насос. Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки [13].

Погружные центробежные насосы для добычи нефти в зависимости от условий эксплуатации имеют два исполнения: обычные, предназначенные для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с незначительным содержанием механических примесей (до 0,01% по массе), и износостойкие - для эксплуатации сильно обводненных скважин со значительным содержанием механических примесей (до 1% по массе) в отбираемой жидкости.

По диаметрам и габаритным поперечным размерам насосы делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, с наружными диаметрами корпуса соответственно 92 мм, 103 мм и 114 мм. Частота вращения вала изготовляемых погружных центробежных насосов колеблется в пределах 2800-2900 об/мин.

Из общего числа работающих на промыслах электронасосов примерно 95% составляют насосы обычного исполнения (ЭЦН).

Направляющие аппараты закреплены для предотвращения поворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей поворот их относительно вала, и свободно перемещаются вдоль него.

Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляются из специального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изготовляются также из никелевого чугуна.

Диаметральные размеры износостойких насосов и их ступеней, а также параметры насосов (за исключением долговечности) примерно такие же, что и у обычных.

Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

Погружной электродвигатель. Приводом погружных центробежных насосов служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные погружные электродвигатели трехфазного переменного тока (ПЭД).

Наружные диаметры корпусов электродвигателей такие же, как и насосов; они делятся на три группы - 5, 5А и 6, соответственно равны 103, 117 и 123 мм.

Конструктивно электродвигатели выполнены следующим образом. Статор двигателя, собранный в стальной трубе, состоит из чередующихся между собой активных пакетов (секций) статорного железа и немагнитных пакетов. Длина активного пакета определяется из условий прогиба вала и берется примерно 320-450 мм. Длина немагнитного пакета определяется шириной промежуточного подшипника. Число активных пакетов статора зависит от мощности двигателя. Число немагнитных пакетов статора определяется числом промежуточных подшипников ротора. Статор имеет одну обмотку независимо от числа его активных и немагнитных пакетов. Изоляция обмотки выполнена из маслостойких и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит также из нескольких секций (пакетов). Длина одной секции соответствует длине активного пакета статора. На валу двигателя между роторными секциями смонтированы подшипники скольжения, которые при сборке ротора со статором располагаются в немагнитных пакетах. Роторные секции имеют самостоятельные обмотки в виде беличьей клетки, выполненной из медных или алюминиевых стержней и колец.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом или сухим чистым трансформаторным маслом с высокой диэлектрической прочностью. Маловязкое масло рекомендуется для уменьшения механических потерь от трения, быстро вращающегося в нем ротора. Кроме того, для уменьшения потерь от трения ротора в масле секции ротора имеют гладкую шлифованную поверхность.

Гидрозащита. Предназначена для защиты погружного электродвигателя от проникновения в его полость пластовой жидкости. Это очень ответственный узел погружного агрегата. Надежность агрегата и межремонтный период его работы в скважине во многом зависят от конструктивного решения, качества изготовления и правильности его эксплуатации.

В погружных центробежных электронасосах, выпускавшихся до 1973г., в качестве гидрозащиты применялся специальный протектор. Опыт эксплуатации показал, что такая гидрозащита не обеспечивает возросших требований по надежности и межремонтному периоду.

Поэтому КБ по бесштанговым насосам разработало новую конструкцию гидрозащиты и внесло некоторые изменения в конструкцию насоса и электродвигателя. Учитывая, что на промыслах страны находится более десяти тысяч погружных агрегатов, она имеет два последовательных исполнения - ГД и Г, позволяющих использовать все ранее изготовленные насосы и двигатели, а в дальнейшем перейти на новые конструкции насосов и двигателей.

Оба исполнения новой гидрозащиты идентичны и имеют много одинаковых деталей, что облегчает переход от одного исполнения к другому.

Электронасосы с гидрозащитой типов ГД и Г прошли промышленные испытания и переданы заводам для серийного производства.

Кабель. Электроэнергия подводится к погружному электродвигателю при помощи специальных кабелей. Участок токоподвода от станции управления до погружного агрегата выполняется из круглого бронированного кабеля с резиновой изоляцией типа КРБК или с полиэтиленовой изоляцией типа КПБК.

На участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты применяется плоский бронированный кабель также с резиновой (КРБП) или полиэтиленовой (КПБП) изоляцией.

Круглый и плоский кабели сращиваются между собой, место соединения тщательно изолируется, а на конце плоского кабеля прикрепляется кабельная муфта для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки, обеспечивающая герметизацию ввода кабеля в погружной электродвигатель.

Броня, защищающая кабель от механических повреждений во время спускоподъемных операций, имеет специальный профиль, благодаря которому кабель приобретает значительную прочность на раздавливание и сохраняет при этом необходимую гибкость для наматывания на барабан через специальный подвесной ролик диаметром 900 мм.

Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напряжение 1100 В и предназначены для работы при температуре окружающей среды от +90°С до -30°С и давлении до 10 МПа, раздавливающее усилие не менее 120 кН.

Номинальное напряжение кабелей с полиэтиленовой изоляцией 2300 В, допустимая температура окружающей среды от +90° С до -55°С, давление до 20 МПа. Такие кабели обладают большей газостойкостью.

Для всех типов кабелей отклонение от наружного размера не должно превышать +10%. В токопроводящем кабеле, как и во всякой электрической сети, имеют место потери напряжения и мощности.

Для подвода к погружному электродвигателю необходимого рабочего напряжения выходное напряжение на вторичной обмотке повышающего автотрансформатора должно быть выбрано при использовании соответствующей отпайки с учетом компенсации потери напряжения в кабеле, которое меняется в зависимости от глубины спуска установки.

Значение потери мощности в кабеле при условии правильного подбора установки по параметрам скважины и при соблюдении правил эксплуатации составляет примерно от 3% до 15% общих потерь в установке.

Наземное оборудование

Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважины.

Автотрансформаторы и трансформаторы. Для уменьшения потерь в кабеле, питающем электродвигатель, улучшения условий запуска и технических характеристик электродвигателей последние выполняются на рабочее напряжение, значительно превышающее напряжение силовой сети (380 В). В то же время напряжение погружных электродвигателей, получаемое при расчете, в зависимости от мощности, диаметральных размеров, рода изоляции и других условий не может быть стандартным или хотя бы одинаковым для всех типов двигателей. Иметь одинаковое напряжение для всех типоразмеров погружных электродвигателей нецелесообразно, так как это ухудшит их характеристики и усложнит производство (потребует многообразия штампов, затруднит унификацию размеров деталей и так далее), поэтому каждый типоразмер ПЭД имеет свое номинальное напряжение, значение которого округляется при расчетах с точностью до 5 В. Это привело к необходимости применения специальных автотрансформаторов или трансформаторов, повышающих напряжение.

Сейчас автотрансформаторы изготовляются в сухом исполнении, установлены на салазках, служащих на промысле для транспортировки на небольшие расстояния. Напряжение регулируют переключением отпаек на обмотке высокого напряжения, отличающихся друг от друга на 30 ¸ 60 В, при помощи клемм и перемычек, расположенных на клеммной доске над сердечником. КПД автотрансформаторов находится в пределах 98 - 98,5%.

В последнее время наряду с автотрансформаторами начали изготовлять трансформаторы с регулировкой напряжения ступенями.

Трансформаторы так же, как и автотрансформаторы, могут быть сухие или заполненные маслом. Маслонаполненные трансформаторы предназначены для наружной установки.

Применение трансформаторов дает возможность контролировать величины сопротивления изоляции вторичной обмотки трансформатора, кабеля и погружного электродвигателя на работающей установке и отключать установку при уменьшении сопротивления изоляции до заранее заданной величины.

Станции управления. Станции управления служат для подключения электронасоса к промысловой сети, его ручного и автоматического включения и отключения и защиты при коротких замыканиях, перегрузках по силе тока или срыве подачи.

Установки электронасосов комплектуются станциями управления типа ПГХ 5071 и ПГХ 5072 для погружных электродвигателей мощностью от 10 до 100 кВт с номинальным напряжением до 2300 В.

Станции обеспечивают:

ручное включение и отключение установки;

автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления напряжения питания, автоматическую работу в режиме программного управления по заранее заданной программе, состоящей из времени работы и времени простоя установки, суммарная продолжительность которых до 24 ч;

автоматическое включение и отключение установки, подключенной к автоматизированной групповой системе сбора нефти и попутного газа, в зависимости от давления в коллекторе;

управление установкой с диспетчерского пункта.

Станции управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 мгновенно отключают установку при коротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, превышающих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с выдержкой времени до 20 с при перегрузке погружного электродвигателя на 20% силу рабочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.

Каждая станция управления выпускается в четырех модификациях, отличающихся габаритами контакторов и блок-рубильников, а также коэффициентами трансформации трансформаторов тока.

Дверь шкафа станции управления имеет механическую блокировку с блоком рубильник-предохранитель, трансформаторы тока защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения. Ручка станции управления снабжена замком с ключом.

Для устранения ложных срабатываний защитных реле при сотрясении станций от срабатывания контактора релейный блок укреплен на амортизаторах.

Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в южных районах под навесом. Транспортировка и хранение станций могут быть при температурах от -35°С до +40°С. Масса станции 160 кг, габариты 1300 x 850 x 400 мм.

Станции управления монтируют в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» и эксплуатировать в соответствии с “Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей” и “Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (1969 г.), с “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” (1968 г.) и “Инструкцией по монтажу и эксплуатации установок погружных центробежных электронасосов”.

геологический физический скважина нефтеотдача

3.2 Осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН

Основные осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН. на Троицком месторождении, представлены в таблице 3.1

Добыча водонефтяных эмульсий

Нефть по своему химическому составу склонна к образованию эмульсии, так как содержит активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Наличие в добываемой жидкости частиц глины и песка, являющихся продуктами разрушения пласта или принесенных с поверхности при технологических операциях, а также минеральных солей способствует образованию вокруг глобул воды стабилизирующих оболочек. Все это дает основание утверждать, что в нефтяных скважинах образуются эмульсии, свойства которых зависят от способа добычи, обводненности, типа оборудования [12].

Наиболее вязкими и устойчивыми являются водонефтяные смеси, образующиеся в скважинах, продукция которых обводнена на 50-60%, при плотности пластовой воды 1190-1195 кг/м3.

Водонефтяные смеси с водосодержанием более 70% неустойчивы и полностью разделяются в процессе отстоя на нефть и воду.

Исследования показали, что процессы добычи обводненной нефти погружными центробежными электронасосами сопровождается образованием вязких и устойчивых водонефтяных смесей. Таким образом, неудовлетворительная работа погружных центробежных насосов на водонефтяных смесях обусловлена изменением свойств жидкости, оказывающими влияние на работу отдельных рабочих ступеней многоступенчатого насоса. Исследованиями работы ЭЦН на обводненной нефти установлено, что ступени ЭЦН образуют эмульсии, вязкость которых во много раз превышает вязкость нефти. По результатам исследований устьевых проб жидкости известно, что погружные центробежные насосы образуют водонефтяные смеси, обладающие большей дисперсностью по сравнению с другими способами добычи нефти. Однако эти данные не позволяют судить о диспергирующих особенностях ЭЦН, так как водонефтяная смесь в процессе движения от выкида насоса до устья скважины существенно изменяется.

Добыча нефтегазовых смесей

Газ является спутником нефти и его присутствие в ней изменяется в широких пределах. Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе ее движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется, во-первых, ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, и, во-вторых, в создании условий для интенсивного выделения газа из жидкости. Последнее приводит к коалесценции пузырьков газа в каналах рабочего колеса, образованию газовых каверн, величина которых соизмерима с сечением канала. И в первом, и во втором случае параметры работы насоса ухудшаются.

Добыча парафинистых нефтей

Нефти многих нефтяных месторождений содержат парафин, который при определенных условиях выпадает и нефти, откладываясь на поверхности оборудования. Интенсивность отложений может достигать значительных величин, что приводит к пробкообразованию и остановке работы скважины. Интенсивность отложений на узлах УЭЦН несколько ниже вследствие нагрева последних. В зависимости от подачи повышение температуры в насосе по данным составляет 5-10 0С. Максимальная величина нагрева относится к выкиду насоса. В области же приема вследствие резкого снижения давления и интенсивной сепарации газа температура ниже и процесс выделения парафина усиливается. По этой причине наиболее частым видом отказа УЭЦН является запарафинивание приема и приемных ступеней насоса.

Добыча солесодержащих эмульсий

Пластовые воды насыщены солями различного химического состава. Изменение термодинамических условий в скважине, а также смешение пластовых вод с водами, закачиваемыми для поддержания пластового давления, ведет к интенсивному; выпадению солей из раствора и отложению их на эксплутационном оборудовании.

Кристаллы солей откладываются на наружной поверхности погружного двигателя, на рабочих органах насоса, на токоведущем кабеле. На погружном двигателе, протекторе и насосе отложения солей охватывают всю поверхность толщиной 1,5-2 мм. В уплотнениях рабочих колес и на самой поверхности отложения имеют толщину в десятые доли миллиметра при значительной прочности.

Уменьшение отложений солей наблюдается в направлении от первых рабочих колес к последним. Отложениям не могут воспрепятствовать и гладкие поверхности.

Отложение солей во всех случаях приводит к осложнениям. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки, уменьшают свободное пространство между насосом и эксплутационной колонной; при подъеме возможны случаи заклинивания установки в скважине, рабочих колес в уплотнениях. Это приводит к слому вала или сгоранию ПЭД.

3.3 Методы увеличения нефтеотдачи на скважинах, оборудованных УЭЦН

При водонефтяных эмульсиях повысить подачу ЭЦН можно искусственным увеличением обводненности добываемой жидкости. Водонефтяная смесь становится весьма неустойчивой и практически разделяется при увеличении обводненности свыше 70%. В этих условиях насосы начинают работать более эффективно. Учитывая это, был разработан и осуществлен метод повышения подачи ЭЦН путем возвращения в скважину части отделенной на устье воды, и, таким образом, получение на приеме насоса неустойчивой водонефтяной смеси. Способ весьма прост в осуществлении и эффективен для скважин, дающих вязкую водонефтяную смесь.

Вредное влияние газа уменьшают созданием на приеме насоса оптимального давления. В связи с разноречивостью мнений по указанному вопросу различен и подход к выбору величины погружения ЭЦН под динамический уровень. Поэтому для правильного выбора глубины погружения насоса весьма важно знать характер влияния свободного газа в откачиваемой из скважин жидкости на работу ЭЦН и в широком диапазоне изменения газосодержания [16].

При интерпретации данных экспериментов оценка газосодержания проводилась по результатам разгазирования глубинных проб нефти. Однако такая оценка не всегда может оказаться объективной, поскольку при этом не учитываются существование пересыщенных зон и процессы сепарации газа у приема насоса. Размеры пересыщенных зон и коэффициента сепарации даже в одной и той же скважине зависят не только от давления, но и в значительной степени от производительности.

При создании на приеме ЭЦН давления меньшего, а на выкиде большего, чем давление насыщения нефти газом, ступени будут работать при непрерывно меняющемся газосодержании смеси: от некоторой величины, соответствующей давлению на его приеме, до нулевого значения.

При откачке газожидкостной смеси рабочие характеристики отличаются друг от друга вследствие изменения физических свойств смеси по мере движения ее через ступени насоса. Наименьшее давление развивают первые рабочие ступени насоса. С увеличением порядкового номера ступени повышается развиваемое ею давление, то есть незначительное количество свободного газа, содержащегося в смеси при давлении выше 5 МПа не оказывает существенного влияния на работу ступеней.

Критерием оптимизации подбора ЭЦН к скважинам является минимум затрат при обеспечении заданного дебита скважины. Весомой частью этого критерия являются энергозатраты, зависящие, в свою очередь, от режима работы насоса, характеризуемого коэффициентом полезного действия (КПД).

Таким образом, оптимальным условием работы насоса при откачке ГЖС из скважины является работа его в оптимальном режиме при минимально допустимой подвеске в скважине.

Нужный дебит жидкости обеспечивается при этом соответствующим подбором типоразмера насоса, таким, чтобы сумма подачи жидкой и газовой фаз в условиях входа в насос была близка к номинальной подаче насоса.

Сжатие газовой фазы от ступени к ступени приводит к изменению вязкости и уменьшению расхода смеси по длине насоса, то есть к смещению режима работы ступени по основной характеристике влево. При этом, если первая ступень работает вправо от оптимума, то КПД может повышаться и затем падать, а если слева от оптимума, он может только понижаться [17].

Из сказанного следует, что перекачка газожидкостной смеси диктует необходимость изменения конструкции насоса: каждая ступень такого насоса должна быть рассчитана на различный режим подачи.

На практике может дать эффект более простая схема - комбинация насоса из двух типоразмеров ступеней с установкой на входе насоса ступеней большей подачи.

Этот метод наиболее прост, поэтому и широко распространен

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в химические и тепловые методы, а также применение подъемных труб с защитными покрытиями.

Химические методы, получившие широкое распространение можно отнести к комплексным методам, так как их влияние распространяется одновременно на несколько факторов. В качестве химических реагентов применяются отечественные и импортные вещества, испытанные с положительным эффектом в нефтяных районах. Зачастую в выборе реагента преобладают чисто организационные причины: близость производства реагента, простота его доставки и другие. Так, в Башкирии широко применяется газолин, в Татарии - шугуровский дистилат, жидкие продукты пиролиза. Повсеместно получили применение ПАВ различных марок - 4411, 4422, ОП-10. Современными ингибиторами парафиноотложений являются СНПХ-7841, СНПХ-7870, ПАП 27а, ПАП 28а, ПАП 29.

Солевые отложения приводят к отказу насоса и преждевременному его подъему из скважины. Повторное использование рабочих колес, направляющих аппаратов и других деталей также становится невозможным из-за отложений. Известные же методы очистки трудоемки и малоэффективны. Группой исследователей разработана методика очистки отложений на поверхности металлических деталей с использованием 10%-го раствора фосфорной кислоты Н3РО4. Раствор готовят на подогретой до +700С воде. Продолжительность воздействия определяется степенью загрязненности, но не более одних суток. Температура раствора должна быть не ниже +500С. Рекомендуется постоянное или периодическое воздействие (лучше вибрация). Очищенные детали необходимо промыть проточной водой, удаляя размягченные, но не полностью удаленные осадки, просушить и поместить в машинное масло для предотвращения коррозии. Метод опробирован, позволяет повторно использовать детали насосов.

В качестве ингибиторов солеотложения используют инпредол-1, диффонатт, ДПФ (диффоно-1,2-диоксидановая кислота).

3.4 Повышение нефтеотдачи пластов путем применения реагента СНПХ-9633

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей происходит обводнение продукции при низкой выработке запасов. Прогрессивное обводнение связано с подтягиванием подошвенной или прорывом нагнетательных вод. Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными карбонатными или терригенными коллекторами при пластовых температурах 20-400С и различной минерализации попутно добываемых вод [11].

Физико-химические основы технологии

Технология основана:

) на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, образовывать в промытых зонах высоковязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой (селективная изоляция);

) на повышении проницаемости нефтенасыщенных зон за счет гидрофобизирующего действия реагента; (ПАВ гидрофобизируют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

) на способности реагента растворять и диспергировать асфальто-смоло-парафиновые отложения.

Состав закачиваемого реагента (марка реагента) подбирается из типа и минерализации (плотности) попутно-извлекаемых вод и пластовой температуры.

Материалы и оборудование, применяемые в технологическом процессе

В процессе проведения обработки призабойной зоны пласта реагентом СНПХ-9633 применяются следующие материалы и оборудование (рисунок 4):

) реагент СНПХ-9633 ТУ 39-05765670-ОП-180-93;

) вода пластовая (девонская) хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м3;

) цементировочный агрегат ЦА-320;

) автоцистерны, предназначенные для транспортировки легко воспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ);

) автоцистерны, предназначенные для транспортировки воды;

) металлическая емкость для аварийного сброса жидкости объемом не менее 30 м3 (на базе цеха).

Реагент СНПХ-9633 представляет собой раствор углеводородной композиции поверхностно-активных веществ. На внешний вид - однородная прозрачная жидкость темно-коричневого или зеленого цвета, плотностью при 200С, в пределах 800-930 кг/м3, вязкость при 200С, не выше 2,5-3,0 Мпа*с. Температура застывания, не выше минус 250 С.

Реагент готовится в соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в товарном виде.

Токсикологические характеристики реагента СНПХ-9633

) реагент относится к умеренно-опасным веществам (3 класс опасности);

) кумулятивные свойства слабо выражены, обладает кожно-резорбтивным действием, действует на слизистые оболочки глаз.

Пожароопасные свойства реагента СНПХ-9633:

) СНПХ-9633 относится к группе ЛВЖ;

) Температура вспышки реагента СНПХ-9633 - минус 130С;

) Температура воспламенения реагента СНПХ-9633 (от открытого источника огня - минус 140С), температура самовоспламенения - 5600С.

Требования к выбору объектов применения

Обработку реагентом СНПХ-9633 лучше проводить в скважинах (таблица 3.2), где продуктивные пласты представлены карбонатными или терригенными коллекторами, где есть наличие значительных запасов нефти, а также присутствие высокой обводненности извлекаемой продукции (свыше 90%, желательно более 95%). Также требуется наличие приемистости скважины перед закачкой реагента СНПХ-9633, отсутствие непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких систем (гипан, прионефтесернокислотная смесь и др.). По возможности минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 Мпа, особенно после обработки).

Таблица 3.2

Характеристика малодебитного фонда скважин

№ п/п

Скважина

Qжид т/сут

Qн т/сут

обводненность,%

Пласт

Ндин

Нст.нас

Тип насоса УЭЦН

1

588

30

0,8

97

ДII

1002

1456

50х1300

2

597

25

0,8

96

ДII

1158

1400

50х1300

3

598

20

0,7

96

ДII

1320

1581

20х1800


Требования к техническому состоянию скважин:

) Устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными;

) Цементный камень за эксплуатационной колонной должен быть поднят выше “башмака” кондуктора;

) Пресные воды за кондуктором должны быть надежно разобщены цементным камнем от нижележащих минерализованных;

) Забой скважины должен обеспечивать проведение ГИС.

Схема реализации технологии

) До ремонта скважины определяется дебит, обводненность продукции, плотность попутно-добываемой воды, пластовое и забойное давление, источник обводнения, пластовая температура, и снимается кривая восстановления давления.

) Затем определяется приемистость скважины на пластовой воде. При давлении нагнетания превышающем давление гидроразрыва методами ОПЗ (кислотная ванна) снижается давление приемистости.

) Поднимается подземное оборудование.

) Промывается скважина с допуском пера до забоя.

) Скважина оборудуется пакером.

) Закачивается расчетное количество реагента СНПХ-9633 при давлении, не превышающем давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в карбонатных коллекторах, марка реагента выбирается исходя из минерализации извлекаемых вод.

Рекомендуемый объем реагента на одну скважино-обработку 4-6 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта (ПТП). В том случае, если перфорированная толщина составляет менее 5 м, то целесообразно определять расход реагента из величины 6 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10-13 м3 на 1 скважино-обработку. Если перфорированная толщина пласта 5-10 м, то количество определяется из расчета 5 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, а если более 10 м, то 4 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта соответственно.

Реагент продавливается в пласт расчетным количеством пластовой девонской воды. Объем продавочной жидкости определяется из объема закачиваемого реагента СНПХ-9633 (таблица 3.3).

Объем продавочной жидкости не должен быть менее чем внутренний объем НКТ плюс 2 м3. Скважина закрывается на реагирование на 24-48 часов.

Затем промывается от продуктов реакции. Опускается подземное оборудование и скважина пускается в эксплуатацию.

После вывода скважины на режим определяется следующие параметры: дебит скважины, обводненность продукции, плотность извлекаемой воды, коэффициент продуктивности, снимается кривая восстановления давления и сравнивается с аналогичными характеристиками до обработки.

Таблица 3.3

Определение объема закачиваемого реагента СНПХ-9633

Реагент

Требуемый объем продавочной жидкости

менее 20 м3

V нкт+6 м3

20-40 м3

V нкт+9 м3

более 40 м3

V нкт+12 м3


Мероприятия по предупреждению осложнений

) В случае повышения давления нагнетания (выше давления опрессовки эксплуатационной колонны) закачку реагентов прекратить, обратной промывкой нефтью вымыть реагенты из скважины и НКТ;

) жидкости, извлекаемые из скважины, собрать в емкость;

) грунт, пропитанный реагентом при разливе, собрать и утилизировать в местах утилизации грунтов, облитых нефтью.

Применение СНПХ-9633 в НГДУ “Октябрьскнефть”

Закачка реагента СНПХ-9633 марки А в скважину №588 Троицкой площади.

С целью проведения ремонтно-изоляционных работ по пласту DII были проведены следующие работы:

.12 опрессовали 5” колонну на 100 атм, через 30 мин снижения не наблюдалось, колонна герметична. Начальная приемистость составила 2,5 м3 за 3 мин при 90 атм.

.12 в пласт закачали реагент СНПХ-9633 марки А плотностью 0,856 г/см3 в объеме 17,4 м3 при Р=110 атм.

Продавили реагент в пласт соленой водой плотностью 1,19 г/см3 в объеме 12 м3 при Р=30 атм.

На реакции скважина находилась с 20 ч. 16.12.98г. до 12 ч. 18.12.98г.

До проведения обработки по скважине №588 Троицкого месторождения обводненность составила 98%, дебит - 0.8 т/сут. После обработки пласта реагентом СНПХ-9633 скважина начала работать с дебитом нефти 0.9 т/сут, а обводненность составила 91%

Исходя из данных обработки скважины №588 результаты замеров дебитов жидкости показали, что применение реагента СНПХ-9633 эффективно. Такую же обработку применили в скважинах №494 по пласту ДI, №598 по пласту ДII Троицкой площади и в скважине №5 Константиновской площади по пласту С 121 бобриковского горизонта, в скважинах №303, 296 на Серафимовском месторождении. Данные после обработок показаны в таблице №3.4.

Таблица 3.4

Результаты применения реагента СНПХ-9633

Номер скважины

Месторождение

Дата окончания ремонта

Дебит нефти, т/сут до обработки

Дебит нефти, т/сут после обработки

Дополнительная добыча нефти, т

303

Серафимовское

12.96

3.0

7.6

1132

5

Серафимовское

07.97

3.3

7.3

663

296

Серафимовское

10.97

1.0

5.3

336

494

Троицкое

01.97

1.9

9.2

1219

597

Троицкое

01.97

1.8

4.1

369

598

Троицкое

598

1.0

2.4

318

Итого

4037


4. Безопасность и экологичность эксплуатации скважин с применением УЭЦН в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

4.1 Основные опасности и вредности анализируемого технологического процесса в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений возникают следующие виды опасностей: производственные опасности (внезапное разрушение оборудования, несущих конструкций, взрывы, пожары, аварийные утечки токсичных веществ); чрезвычайные ситуации; профессиональные вредности (чрезмерные мышечные и нервно-психические напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия); случаи травматизма; аварии и отравления [15].

По виду произошедших событий чрезвычайные ситуации делят на 3 группы:

техногенные (крупномасштабные пожары; сильные взрывы;

выброс в окружающую среду опасных веществ;

деформация, потери прочности и разрушение;

экологические бедствия, связанные с хозяйственной деятельностью людей);

природные (геологически опасные явления, гидрологически опасные явления;

метеорологически опасные явления;

ландшафтные пожары;

массовые инфекционные заболевания;

природные экологические катастрофы);

военно-политические (одиночное или случайное применение оружия массового поражения;

военный конфликт с использованием оружия массового поражения и обычного оружия).

На нефтепромыслах ООО НГДУ “Октябрьскнефть” возможно возникновение опасностей, таких как: пожаровзрывоопасность, поражение электрическим током, отравление нефтяными газами, различными ингибиторами, опасность травмирования движущимися частями оборудования, опасность травмирования транспортными средствами, спецтехникой, опасность ожогов при работе с паропередвижной установкой.

Очень важным фактором для безопасного процесса добычи нефти является анализ и выявление чрезвычайных потенциальных ситуаций. Проанализировав природные, технологические и политические факторы можно заключить, что основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть” являются ЧС техногенного характера:

) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Причинами образования пожароопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических и вредных веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и другие. Поэтому проводятся работы по исследованию и ликвидации возможных источников пожара;

) сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах;

3) выброс в окружающую среду опасных веществ, например, паров углеводородов, кислот, реагентов; возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов. Закачка происходит под давлением, поэтому возможен порыв нагнетательных линий и возникновение масштабного разлива этих вод;

) аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием из скважин вскрывших высоконапорный водоносный или нефтегазоносный пласт. В результате фонтанирования возможны масштабные выбросы нефти, газа и минерализованных вод, наносящих огромный ущерб сельскохозяйственным землям, природе леса и животному миру. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы, восстановление плодородия почвы происходит через очень большой промежуток времени даже при небольшом загрязнении.

4.2 Анализ состояния охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды при осуществлении технологического процесса в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

В задачи обеспечения безопасности на нефтяных месторождениях ООО НГДУ “Октябрьскнефть” входит выявление, ослабление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, облегчение условий труда и т.д.

В задачи производственной санитарии входит разработка санитарно-гигиенических рекомендаций и устройств для защиты работающих от производственных опасностей и профессиональных вредностей [8].

Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтепромыслах возложена на дирекцию НГДУ, руководителей участков и подразделений. Главные механики и энергетики отвечают за исправное состояние и своевременное испытание паровых котлов, аппаратов, компрессорных, насосных и газовых установок. Начальник транспортного цеха отвечает за правильное содержание и безопасную эксплуатацию транспортных средств. Мастер производственного участка обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, проводить в установленные сроки инструктаж рабочих. Рабочие места должны иметь плакаты или знаки по технике безопасности согласно утвержденному Министерством перечню.

Основные задачи службы безопасности в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”: руководство проектной, конструкторской и строительной работой по вопросам инженерной охраны труда, обеспечение технической информацией, инструктаж, пропаганда и проверка знаний по охране труда. Вопросы охраны труда обсуждаются на оперативных производственных совещаниях, где дают оценку работы по обеспечению безопасности труда.

Рабочие, поступающие на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж вводный и на рабочем месте (первичный, периодический, внеочередной и специальный (целевой)) в объеме не менее 10 часов со сроком стажировки под руководством опытного работника в течение 1-5 рабочих смен. Работники к самостоятельной работе допускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ, проверки знаний, в необходимых случаях, и соответствующего производственного обучения и стажировки.

Инструкции по технике безопасности на предприятиях пересматриваются и переутверждаются один раз в 3 года. Инструкции должны также пересматриваться при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин, аппаратуры.

За последние несколько лет произошли следующие несчастные случаи: поражение электрическим током в результате неудовлетворительной организации производства работ и личной неосторожности пострадавшего; получение травм в процессе ремонта автомобиля в результате личной неосторожности; получение огнестрельных ранений в результате грубого нарушения трудовой дисциплины; взрыв в результате воспламенения реагента из-за несоблюдения правил техники безопасности при сварочных работах на объектах с категорией взрывоопасности В-1 со смертельным исходом [7].

Анализируя эту статистику, можно сделать вывод, что основными причинами несчастных случаев на нефтепромыслах ООО НГДУ “Октябрьскнефть” являются: неисправность применяемого оборудования и инструмента, применение неправильных и опасных приемов работы, недостаточная подготовка рабочего места или неудовлетворительное содержание его в процессе работы, неудовлетворительная постановка обучения и инструктажа рабочих, не использование защитных средств и приспособлений по технике безопасности, а также нарушения трудовой дисциплины.

4.3 Комплекс мероприятий, обеспечивающих безопасные условия труда и предотвращающих загрязнения окружающей среды

При эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН предъявляются следующие требования:

устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважин и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение;

силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах;

разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе;

монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал;

кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске;

кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли;

при свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу;

скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с;

намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами;

при ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости;

ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса;

устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством;

системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

Обеспечение пожаробезопасности

Мероприятия в ООО НГДУ “Октябрьскнефть” по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

) предупреждение пожаров;

) ограничение сферы распространения огня;

) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

) создание условий эффективного тушения пожаров.

На каждом участке предприятия устанавливается, соответствующий их пожарной опасности, противопожарный режим, в том числе:

определяются и оборудуются места для курения;

определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;

устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды;

определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ, порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы, порядок действия работников при обнаружении пожара.

На предприятии определен порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные за их проведение.

Для защиты производственного персонала от токсичных веществ, устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека ограничивается применение их по числу и объему, а где возможно, замена высокотоксичных на менее токсичные, сокращение длительности пребывания людей в загрязненном воздухе и наблюдение за эффективным проветриванием производственных помещений. В особо опасных условиях применяются индивидуальные средства защиты: для органов дыхания - фильтрующие противопылевые средства защиты, газо-пылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ-1, кислородно-изолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты (регенеративные и с запасом кислорода); для глаз - очки, маски, светофильтры; для тела - противопылевые комбинезоны; для рук - перчатки и т.д.

Объекты, выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум по отношению к ближайшему жилому району должны располагаться с подветренной стороны и отделяться от них санитарно-защитной зоной шириной 1000-3000 м. Не допускается соединение сети хозяйственно-питьевого водопровода с техническим. Для проверки степени загрязнения воздуха применяют газоанализаторы переносные и лабораторные различного физико-химического действия.

Обеспечение электробезопасности

При использовании оборудования электроподогрева руководствуются общими правилами техники безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности.

Автотрансформатор, станция управления заземляются перед включением электрооборудования в сеть, измеряется сопротивление заземления. Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станции управления устанавливают изолирующие подставки. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты “высокое напряжение”.

Повышенная опасность поражения человека электрическим током возникает при чрезмерной перегрузке токоприемников, прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, контакте с обычно нетоковедущими металлическими частями, случайно оказавшимися под напряжением, при резком снижении сопротивления изоляции. Электрическая сеть при коротком замыкании отключается при помощи быстродействующих реле выключателей, установленных плавких предохранителей. Все эти устройства предельно сокращают время возможного действия электрического тока на человека.

Применяется защитное заземление, преднамеренное соединение с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под напряжением. Заземляются металлические корпуса соединительной коробки кабеля, вторичные обмотки трансформаторов, щиты, управления, броня кабеля, сопротивления корпуса. Заземление должно быть не более 40 м, согласно ПУЗ.

Наиболее эффективный способ защиты - защитное отключение: с помощью универсального устройства (прибор индикатор, автоматический выключатель) аварийный участок сети может быть отключен за доли секунд.

Предусматривается применение средств индивидуальной защиты: резиновые перчатки, диэлектрические боты.

Обеспечение герметизации оборудования при производственных процессах

Повышенные требования предъявляются к герметичности оборудования, арматуры и трубопроводов, работающих под давлением, с горючими, взрывоопасными и токсичными газами или жидкостями. В этих случаях наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу, за короткий промежуток времени, больших количеств вредных газов, паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам и несчастным случаям.

Герметичность фланцевых соединений обеспечивается плотностью прилегания поверхностей деталей, что достигается правильным выбором фланцев и прокладочных материалов, а для резьбовых соединений - применением соответствующей герметизирующей подмотки и смазки. Также проводятся систематические проверки герметичности технологического оборудования: установок по подготовке нефти и газа, товарных и сырьевых резервуаров и т.д.

Устье скважины после спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны оборудуется превенторной установкой. Обвязка превенторов выполняется по типовой схеме, утвержденной нефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением, которая согласуется с органом Госгортехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

Защита людей от движущихся механизмов, частей оборудования

Для защиты людей от механического травмирования применяют: предохранительные тормозные, оградительные устройства, средства автоматического контроля и сигнализации, знаки безопасности, системы дистанционного управления.

Все подъемные устройства и вспомогательное оборудование до начала эксплуатации в обязательном порядке регистрируются в соответствующем подразделении Госгортехнадзора и периодически (один раз в год) подвергаются техническому освидетельствованию и испытанию.

Всякое подъемное устройство (стационарные и передвижные краны, автопогрузчики и т.д.) оборудуется защитным устройством от перегруза (по грузу и предельно допустимому опрокидывающему моменту), ограничителем перемещения и подъема, ограничителем скорости движения, вращения и подъема (поперечные и продольные краны), тормозными устройствами, а также средствами контроля качества изоляции, прочности несущих канатов и конструкций и т.д.

Повышение экологичности процесса добычи нефти и газа

Наибольшую экологическую опасность при возникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступления пластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым по значимости фактором потенциальной экологической опасности является разливы жидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов.

Мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эффективные средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до минимума последствий разливов и утечек.

В планах ликвидации аварий необходимо учитывать возможный объем и тип разливаемой жидкости, указывать типы технических средств для борьбы с разливами, потребность в рабочей силе, организационные мероприятия, обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и малых разливов, а так же перечень наиболее уязвимых и чувствительных участков вместе со средствами их защиты.

План так же предусматривает способы удаления разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а так же доставку на место персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение санитарных и природоохранных органов на их использование.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”; утилизация попутного нефтяного газа.

Наземное технологическое оборудование обеспечивает сбор и подготовку к транспорту или хранению не только нефти и газа, но и попутно добываемых кондиционных продуктов (конденсата, инертных газов, микроэлементов и так далее).

Сокращению потерь и утилизации углеводородов при эксплуатации месторождений нефти и газа способствует применение закрытых герметизированных систем сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, улавливание и использование низконапорного нефтяного газа с установок товарной подготовки нефти и концевых ступеней сепарации с помощью вакуумных и компрессорных установок с последующей переработкой этого ценного сырья на газоперерабатывающих заводах.

Обеспечение надежной, безаварийной работы систем, сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа имеет весьма важное значение для предотвращения потерь добываемых полезных ископаемых и, следовательно, охраны недр и рационального использования природных ресурсов.

Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является одной из главных причин преждевременного выхода из строя наземного нефтегазопромыслового оборудования, подземных коммуникаций и трубопроводов. Защита этого оборудования от коррозии, обеспечение плановых сроков его службы, особенно в условиях его контакта с высокоагрессивными, коррозионно-активными средами, представляет собой чрезвычайно важную и сложную задачу. Для ее решения осуществляют широкий комплекс мер технологического и специального плана.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят различные мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств сред или создание таких условий эксплуатации, которые при одной и той же агрессивности среды обеспечивали бы ее минимальное коррозионное воздействие на поверхность металла. Основными задачами таких методов являются: предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода; предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов с продукцией, не содержащей его; снижение коррозионной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств; создание противокоррозионных условий для надежной эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкции, снижение механических нагрузок и др.).

В связи с тем, что эти меры необходимо предусматривать для всех систем нефтедобычи, технологические методы защиты от коррозии должны носить комплексный характер и применяться одновременно на всех объектах подготовки нефти и газа и утилизации сточных вод.

Технологии нейтрализации и утилизации отходов

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов ООО НГДУ “Октябрьскнефть” предусматривается: полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии; установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях; покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах через искусственные и естественные преграды; использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков; сброс загрязненных нефтью ливневых стоков с групповых замерных установок в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах; полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластового давления; внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

Горнотехническая рекультивация земель выполняется в строгом соответствии с утвержденными проектами на строительство конкретного объекта (трубопровода, установки по подготовке нефти и т.п.).

Пластовая вода, являющаяся отходом при добыче нефти, используется для поддержания пластового давления. Закачка в пласт может рекомендоваться так же как средство избавления от отходов, требующих особого внимания. Закачка в пласт требует особого внимания и мер предосторожности, соблюдения технологического регламента, надлежащим уходом и контролем за оборудованием, используемым для закачки.

Жидкости для обработки скважин фильтруются, а отработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин - химически нейтрализованы перед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки.

Органические отходы, включая бумагу, дерево, пропитанную нефтью ветошь, бытовые отходы и прочие воспламеняющиеся материалы ликвидируются на месте в установке для сжигания, рассчитанной на низкий уровень выбросов. Неорганические отходы, такие как куски металла и проволоки, тара и пластмасса по возможности утилизируются, либо отвозятся на свалки или захороняются в подходящих местах за пределами площадки.

Защита природной среды от опасных веществ и материалов осуществляется следующими мероприятиями: работа с опасными веществами и материалами только лицами, прошедшими специальную подготовку и аттестацию; строгое соблюдение инструкций производителя и обеспечение контроля за применением химреагентов, их сбором и удалением после отработки, с учетом требований нормативных природоохранных документов; специальными мерами работы, включающими: строгое соблюдение правил их перевозки; наличие на всех транспортных средств материалов для ликвидации небольших разливов и утечек; хранение всех видов топлив и химреагентов в безопасных местах - на обвалованных, не подверженных затоплению участках, а так же с четкой маркировкой; применение правильно подобранных методов ликвидации отходов поставщику; подготовку и обучение персонала работе с опасными веществами и материалами, а так же их сбору и удалению после обработки.

Таким образом, на основе анализа опасностей, возникающих в процессе эксплуатации нефтяных месторождений в НГДУ “Октябрьскнефть”, оценке эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов, можно сделать вывод, что комплекс всех мероприятий по обеспечению безопасности труда работников, а также меры, предпринимаемые по охране недр и окружающей среды, позволяют обеспечить надежный уровень организации безопасности труда и природоохранных мероприятий.

В ООО НГДУ «Октябрьскнефть» планируются следующие мероприятия по промышленной безопасности и охране труда на 2003 год

- внедрение систем устройств автономного и дистанционного управления и регулируемого производственным оборудованием.

модернизация и замена технологического, подъемно-транспортного и другого производственного оборудования.

совершенствование технологического процесса в целях устранения воздействия на работников опасных и вредных факторов.

внедрение систем автоматического контроля и сигнализации уровней опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах.

внедрение и совершенствование технических устройств, обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током.

снижение до регламентированных уровней вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

устройство новых и реконструкция имеющихся отопительных и вентиляционных систем.

приведение естественного и искусственного освещения на рабочих местах к нормам.

приведение зданий, сооружений, помещений, строительных и промышленных площадок к нормам.

5. Расчет экономической эффективности от использования мероприятия «Обработка добывающих скважин композицией СНПХ-9633» в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

В дипломной работе предполагается провести обработку композицией СНПХ-9633 скважины на Троицком месторождении. Эффективность данного мероприятия выражается в приросте добычи нефти, снижении себестоимости, росте прибыли и производительности труда [14].

. Прирост дополнительной добычи нефти от проведения мероприятия:

ΔА = (q2-q1)*365*kэ- ΔАр , (5.1)

ΔА = (4,5-1,8)*365*0,92- 15*1,8=879,66 т/год

где q2, q1 - среднесуточный дебит по скважине по нефти до и после внедрения новой техники, т/сут;

kэ - коэффициент эксплуатации скважин до и после внедрения новой техники;

ΔАр - расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т;

- число дней в году.

. Определение себестоимости добычи нефти до и после проведения мероприятия.

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятия определяется на основе фактических данных ООО НГДУ «Октябрьскнефть» в базовом периоде. Проведение мероприятия оказывает влияние на отдельные статьи затрат, поэтому методику расчета изменения затрат рассматриваем по всем статьям калькуляции добычи нефти.

) Расходы на энергию по извлечению нефти определяются по формуле:

ΔЗэ= ΔА*Сэу1 , (5.2)

ΔЗэ=879,66*24,72*1=21745,19 руб

где ΔА - дополнительная добыча нефти, тыс.т;

Сэу - удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти»;

К1 - удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти», К1=1.

) Расходы по искусственному воздействию на пласт определяются:

ΔЗнВ= ΔА*Снв2 , (5.3)

ΔЗнВ=879,66*16,13*1=14188,9 руб.

где Снв- удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт»;

К2- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт», К2=1.

) Изменение расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям по социальному страхованию.

Изменение расходов по основной, дополнительной зарплате и отчислениям на социальное страхование определяют в том случае, когда внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или изменению их квалификации. Проведение мероприятия не ведет к изменению численности работающих, вследствие этого изменение расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям на социальное страхование не произойдет.

) Расходы на амортизацию скважин

Расходы по амортизации скважин рассчитываются, если внедрение мероприятия предусматривает ввод новых скважин. Проведение мероприятия не ведет к вводу новых скважин, значит, расходы по этой статье остаются неизменными.

) Расходы по сбору и транспортировке нефти определяются:

ΔЗст= ΔА*Сст3, (5.4)

ΔЗст = 879,66*7,58*1 = 6667,8 руб.

где Сст - удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти»;

К3- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти»; К3=1.

) Расходы по технологической подготовке нефти определяются:

ΔЗтп= ΔА*Стп4 , (5.5)

ΔЗтп = 879,66*14,25*1 = 12535,155 руб.

где Стп- удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по технологической подготовке нефти»; К4- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по технологической подготовке нефти»; К4=1.

) Расходы на подготовку и освоение производства при определении экономической эффективности мероприятий, проводимых в ООО НГДУ «Октябрьскнефть», обычно остаются без изменения.

) В статью «Содержание и эксплуатация оборудования и затраты на проведение мероприятия» включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования скважины. Изменение затрат составило 104368,49 рублей. Калькуляция на изменение затрат приведена в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Наименование затрат

Стоимость, руб.

1

2

Основная и дополнительная заработная плата

57856,36

Отчисления на социальные нужды

-

Материалы

46512,13

Транспортные расходы

-

Итого

104368,49


) Общепроизводственные и прочие производственные расходы не изменяются. Эти затраты относятся к группе уровень постоянных расходов, которые с ростом или уменьшением объема нефти не меняются.

Таблица 5.2

Результаты расчета

Статьи затрат

До внедрения мероприятия

После внедрения мероприятия

Отклонение

1

2

3

4

Расходы на энергию по извлечению нефти, тыс. руб.

22369,82016

22391,56536

21,47519

Расходы по искусственному воздействию на пласт и т.д., тыс. руб.

14596,48864

14610,67756

14,18892

Основная заработная плата, тыс. руб.

2483

2483

-

Отчисления на социальные нужды, тыс. руб.

946

946

-

Амортизация скважин, тыс. руб.

14770

14770

-

Сбор и транспортировка нефти, тыс. руб.

6859,35424

6866,022063

6,6678

Расходы по технологической подготовке нефти, тыс. руб.

12895,224

12907,75916

12,535155

Расходы по подготовке и освоению производства, тыс. руб.

15462,93218

15462,93218

-

Расходы на содержание, эксплуатацию оборудования и затраты на проведение мероприятия, тыс. руб.

39074

39178,368

104,368

Цеховые расходы, тыс. руб.

22882,21709

22882,21709

-

Общепроизводственные расходы

22064,28339

22064,28339

-

Расходы прочие, тыс. руб.

29206,49562

29206,49562

-

Итого затрат, тыс. руб.

203609,8253

203769,3205

159,4952

Добыча нефти, т.

904928

905807,66

879,66

Себестоимость добычи 1 т нефти, руб.

225

224,95

0,05


Себестоимость одной тонны нефти до проведения мероприятия:

С1т1, (5.6)

С1=203609,8253/904928=225 руб.

где Зт- общие эксплутационные затраты до внедрения мероприятия, тыс.руб.;

А1- объем добычи нефти до внедрения мероприятия, т.;

Себестоимость одной тонны нефти после проведения мероприятия определяется:

С2= Зт1 , (5.7)

С2=203769,3205/905807,66=224,95 руб.

где З1- общие эксплутационные затраты после внедрения мероприятия, тыс. руб.;

А1- объем добычи нефти до внедрения мероприятия, т.

Снижение себестоимости одной тонны нефти:

Сср= (С12)/С1*100, (5.8)

Сср=(225-224,95)/225*100=0,022%

. Экономический эффект мероприятия НТП за расчетный период рассчитывается по формуле:

Эт = Ртт, (5.9)

Эт = 212622,62-159495,2=53127,42 руб.

где Эт - экономический эффект мероприятия НТП за расчетный период;

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

Зт - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период.

Стоимостная оценка результатов определяется по формуле:

Рt= ΔА*Ц, (5.10)

Рt=879,66*241,71=212622,62 руб.

где Ц - цена одной тонны нефти, руб.

Налог на дополнительную прибыль рассчитывается по формуле:

Н=Н1*ΔП/100, (5.11)

Н=53127,42*24/100=12750,58 руб.

где Н- налог на дополнительную прибыль, руб.;

Н1 - процентная ставка налога на дополнительную прибыль,%.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты налога определяется по формуле:

Пп= ΔП-Н, (5.12)

Пп=53127,42-12750,58=40376,83 руб.

где Пп- прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты налога, руб.

Изменение производительности труда определяется по формуле:

Пу= (А21)/(А12)*100-100, (5.13)

Пу= (905807,66*1872)/(904928*1872)*100-100=0,0972%.

где Р1, Р2 - среднесписочная численность до и после внедрения мероприятия;

А1, А2 - объем продукции до и после внедрения мероприятия.

Результаты расчета сводим в таблицу 5.3.

Показатель

До внедрения мероприятия

После внедрения мероприятия

Отклонения




абсолютное

%

Объем добычи нефти, тыс. т.

904928

905807,66

879,66

0,097

Среднесуточный дебит скважины, т/сут

1,8

4,5

2,7

150

Себестоимость 1 т нефти, руб./т

225

224,95

0,05

0,022

Стоимостная оценка результатов, руб.

-

212622,62

-

-

Стоимостная оценка затрат, руб.

-

159495,2

-

-

Экономический эффект, руб.

-

53127,42

-

-

Прирост прибыли, остающийся в распоряжении предприятия, руб.

-

40376,83

-

-

Производительность труда, т/чел

483,4

483,87

0,47

0,097


Похожие работы на - Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ 'Октябрьскнефть'

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!