Воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала "Силином ВН-М" (стр. 2 из 3)
Геологический отдел НГДУ.
Задача геологического отдела – дательное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания и эксплуатации, учет движения запасов нефти и газа по месторождениям, находящимся на балансе НГДУ, доразведка отдельных площадей, участков и блоков по разрабатываемым и подготовленным к разработке месторождениям.
Цех поддержания пластового давления (ЦППД).
Главной задачей ЦППД является обеспечение объектов закачкой воды в нефтяные пласты согласно режимов работы нефтяных месторождений.
Цех автоматизации производства (ЦАП).
Главной задачей ЦАП является монтаж, наладка, техническое обслуживание и обеспечение надежной работой КИП и средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение уровня метрологического обеспечения производства.
Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).
Основные задачи ЦНИПР заключаются в оперативном проведении всех видов гидродинамических исследовательских работ, отдельных геофизических и химико-аналитических исследований, необходимых для осуществления правильного процесса разработки нефтяных и газовых месторождений, контроля и регулирования процесса выработки продуктивных залежей с целью достижения максимальной нефтеотдачи.
1.3 Основные технико-экономические показатели работы предприятия за предшествующий год и анализ их выполнения
Основными показателям и производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть» является добыча нефти и реализация товарной продукции. В таблице 1 приведены основные показатели НГДУ за 2005 год.
За 2005 год предприятием было реализовано продукции на общую сумму 168853 тысячи рублей, что составляет 102,2% против плана и получено прибыли в сумме 46986 тысяч рублей. Товарная добыча нефти составила за год 1861,1 тысяч тонн.
Валовая добыча нефти за 2005 год по месяцам представлена в таблице 2. За год предприятие добыло 1875, 5 тысяч тонн нефти, что составляет 101,9%. Сверх плана получено продукции 35,5 тысяч тонн. Добыча нефти по месяцам представлена на рис. 1.
В сложных экономических условиях, в которых оказалась вся нефтегазодобывающая отрасль, техническая политика НГДУ «Южарланнефть» строится в расчете на собственные силы и резервы. Важное место занимает реконструкция объектов нефтедобычи в связи с изменением условий их работы. Все работы по внедрению выполняются за счет собственных средств, при усилении режима экономии.
Месторождения, разрабатываемые предприятием, находятся на завершающем этапе эксплуатации. Это ставит перед коллективом ряд сложных и ответственных задач, главными из которых являются повышение нефтеотдачи залежей, сокращение темпов падения добычи нефти, снижения ее себестоимости, совершенствование экономической эффективности производства, автоматизация рабочих мест (АРМ).
Таблица 1. Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть»
| №п/п | Показатели | Ед.изм. | 2004 г. | 2005 г. | 2005 г. к 2004 г. | ||
| 1 | Реализация продукции | Тыс. руб. | 217319 | 165180 | 168853 | 102,2 | 77,7 |
| 2 | Валовая продукция | Тыс. руб. | 1607436 | 1602822 | 1632252 | 101,8 | 101,5 |
| 3 | Валовая добыча нефти | Тыс.т. | 1966 | 1840 | 1875,5 | 101,9 | 95,4 |
| 4 | Товарная добыча нефти | Тыс.т. | 1949,2 | 1824,9 | 1851,2 | 102,0 | 95,5 |
| 5 | Валовая добыча попутного газа | Тыс.м2 | 22495 | 27020 | 21215 | 102,4 | 94,3 |
| 6 | Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию | СКВ. | 14 | 17 | 17 | 100 | 121,4 |
| 7 | Коэффициент экспл. действ. фонда скважин | Коэф. | 0,935 | 0,940 | 0,946 | 100,6 | 101,2 |
Таблица 2. Динамика добычи нефти НГДУ «Южарланнефть» за 2005 год (тн)
| Месяц | План | Факт | % |
| Январь | 158500 | 161000 | 101,6 |
| Февраль | 144100 | 147200 | 102,2 |
| Март | 158900 | 162000 | 101,9 |
| Апрель | 148400 | 152000 | 102,4 |
| Май | 154300 | 157800 | 102,3 |
| Июнь | 157700 | 160000 | 101,4 |
| Июль | 159800 | 162500 | 101,7 |
| Август | 158200 | 161000 | 101,8 |
| Сентябрь | 151400 | 154500 | 102,0 |
| Октябрь | 153600 | 156500 | 101,9 |
| Ноябрь | 144600 | 147500 | 102 |
| Декабрь | 150500 | 153500 | 101,9 |
| ИТОГО: | 1840000 | 1875500 | 101,9 |
2. Воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, и может быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, гак и высокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, что впроцессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяет проводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды и разобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.
В 2005 году данной технологией было охвачено пять нагнетательных скважин, расположенных на Арланской площади.
В таблице 3 приведены сведения об обработке скважин водоограничительным материалом «Силином ВН-М. В2005 г. расход товарного продукта составил 47,7 т.
Таблица 3 – Сведения по обработке нагнетательных скважин
| № скв./ №КНС | Общая толщ. перфор. пластов, м | Приемпст,м /сут | Объемр-ра м3 | Расход товар. прод., т | Уд. расход раствора па 1 м толщ. перф. пласта, м 7 м | Расход реагента | |
| Руст, кначалу обраб., MПa | на 1 м толщ, перф.пл., т/м | на скв-обр., t/скв-обр. | |||||
| 374/3 | 9,2 | 160/11,7 | 39 | 8,5 | 4,2 | 0,9 | 8,5 |
| 6034/3 | 7,2 | 195/12,7 | 33 | 7,2 | 4,6 | 1.0 | 7,2 |
| 6039/4 | 8,2 | 80/14,0 | 29 | 6,2 | 3,5 | 0,8 | 6,2 |
| 10097/3 | 2,6 | 270/13,6 | 66 | 14,3 | 25,4 | 5,5 | 14,3 |
| 7038 | 2,8 | 520/12,0 | 80 | 11,5 | 28,6 | 4,1 | 11,5 |
При анализе проведенных работ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для поздней стадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим и нагнетательным скважинам.
По результатам исследования скважин методом снятия кривых падения давления ухудшение параметров пласта связано, видимо, с образованием в пласте водоограничительных экранов, что говорит об успешности обработок.
Из сопоставления эксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, что анализируемых 33 нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применения технологии но 48% скважин, обводненность снизилась по 51%.
2005 г. дополнительная добыча составила 5,9 тыс.т. сокращение попутно добываемой воды – 77,9 тыс.т.
Всего за все время внедрения технологи дополнительная добыча нефти составила 262 тыс. т., сокращение ПДВ составило 471,5 тыс.т.
3. Расчетная часть
3.1 Краткая аннотация
В 2005 году предложена обработка скважин гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М» для повышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины. Данной технологией было охвачено пять нагнететельных скважин, расположенных на Арланской площади. Всего за время внедрения технологии дополнительная добыча составила 262 тыс. т., сокращение ПДВ составило 471,5 тыс. т.
3.2 Расчет затрат на закачку силинома
Расчет затрат на закачку силинома производится по следующим статьям:
1. Фонд оплаты труда производственных рабочих.
2. Начисления на заработную плату.
3. Затраты на материалы.
4. Услуги технологического транспорта.
5. Цеховые расходы.
Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно – квалификационного состава рабочих и повременно – премиальной системы оплаты труда. При закачке силинома задействованы:
1. Слесарь – ремонтник 5 разряда – 1 чел. Тарифная ставка – 40 руб. в час.
2. Оператор 5 разряда – 1 чел. Тарифная ставка – 39 руб. в час.
3. Инженер – 1 чел. Тарифная ставка – 53 руб. в час.
4. Технолог – 1 чел. Тарифная ставка – 48 руб. в час.
Время на закачку силенома – 41 часа.
3.3 Расчет фонда оплаты труда
| ФОТр=Зо, руб | (1) |
Основная заработная плата определяется по формуле:
| Зо=(Зтр+Зп+Дбр)*Кт, руб. | (2) |
где Кт – территориальный коэффициент, 1,15 (для Республики Башкортостан 15%)
Зтр – заработная плата по тарифу, руб.
Дбр – доплаты за бригадирство, ночное время и т.д., руб.
Зп – размер премий, руб.
Зо = (7380 + 5904) * 1,15 = 15276,60 руб.
Размер премии рассчитывается по формуле:
| Зп = Зтр*П/100, руб | (3) |
где П – процент премии, составляет до 80% от заработной платы (по данным НГДУ «Арланнефть»).
Зп = 7380 * 80 / 100 = 5904 руб.
Зарплата по тарифу рассчитывается по формуле:
| Зтр=Сс*Тэф*Р, руб | (4) |
где Сс – средняя тарифная ставка рабочего, руб.
Тэф – эффективный фонд рабочего времени, час.
Р – число рабочих, чел.
Средняя тарифная ставка рабочего определяется как:
 | (5) |
где Сi – тарифная ставка i – го разряда, руб.