Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи (стр. 8 из 10)
Природоохранные мероприятия при осуществлении работ с ГНКТ.
Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа» №11-03 от 10 февраля 1998 г. предписывает, что «…хозяйствующие субъекты… обязаны соблюдать технологические режимы, обеспечивающие экологическую безопасность производственных объектов; …осуществлять технические, технологические и иные меры для предотвращения вредного влияния хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду; … соблюдать природоохранное законодательство, нормативы и государственные стандарты в области охраны окружающей природной среды и экологической защиты населения автономного округа».
Сервисная компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» ведет производственную деятельность на месторождениях ОАО «Юганснефтегаз» которые характеризуются следующими природно-климатическими условиями:
Средняя толщина снежного покрова составляет 1,2 метра. Среднегодовая температура минус 3 градуса по Цельсию, при этом максимальная температура летом достигает плюс 35 градусов, а зимой минус 50 градусов С. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Структура грунта сложена из торфяно-болотных отложений, песка, суглинков, супесей, глин. Грунт легко дренируемый. Растительный покров – сосново-березовые леса. **
Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду.
При осуществлении производственных операций комплексом ГНКТ основными потенциальными источниками загрязнения окружающей среды являются:
· Рабочие жидкости (солевой раствор), материалы и реагенты для смешивания с рабочими жидкостями;
· Продукты опорожнения скважин (жидкая и твердая фазы);
· Продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания.
Объемы, транспортировка и утилизация отходов после завершения промывок скважин посредством ГНКТ:
Среди преимуществ технологии ГНКТ, в плане защиты окружающей среды, наиболее очевидными являются снижение риска пролива экологически неблагоприятных жидкостей при их откачке из ствола скважины и сокращенный объем рабочей жидкости (солевого раствора), необходимой для производства работы.
Снижение риска разлива жидкостей на поверхности рабочей площадки достигается за счет непрерывной НКТ, в то время, как традиционная колонна НКТ состоит из отдельных 9-метровых труб, соединяющихся между собой на резьбе. Кроме того, ГНКТ имеет устройство для постоянного протирания внешних стенок гибкой трубы при подъеме из скважины.
Традиционная установка КРС для одной промывки проппанта в призабойной зоне ствола расходует 40-50 куб. метров рабочей жидкости (солевого раствора), а в отдельных случаях до 100-150 куб. м.
Расход материалов ГНКТ для одной промывки включает:
· Азот жидкий – 6 тонн;
· Солевой раствор – 8 куб. метров;
· Хим. Реагенты - 0,02 тонны
Утилизация отходов
Отходами операции по промывке скважины после ГРП является откачиваемая из ствола жидкость, в которой содержатся остатки проппанта – искусственного твердо-зернистого порошка, геля, а также механические примеси, образующиеся вследствие повреждения пласта после гидроразрыва.
Откачиваемая жидкость поступает в блок очистки, где твердая фракция примесей отделяется, а жидкая фракция перекачивается в трубопровод-коллектор и отправляется для утилизации на ближайшую станцию подготовки нефти. Твердые остатки складываются в прочные полиэтиленовые мешки и вывозятся на полигон для твердых отходов.
Таблица 8 «Средний объем отходов после промывок
ГНКТ в год»
| № | Наименование | 1 работа | I кварт. | II кварт. | III кварт. | IV кварт. | Год |
| 1 | Жидкость, Куб. м | 8 | 288 | 288 | 288 | 288 | 1 152 |
| 2 | Твердая фракция, тонн | 5 | 180 | 180 | 180 | 180 | 720 |
Кроме вышеупомянутого, можно отметить факт, что благодаря высокой скорости производства работ, бригада ГНКТ не нуждается в проживании на территории куста, следовательно, последствия от временного пребывания группы людей в данной природной зоне (бытовые отходы и пр.) являются значительно меньшими.
* Стандарты «Шлюмберже» OFS-QHSE-S001 – S013
** Регламент «Охрана Окружающей Среды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/7-95
III.3.3. Расчетно-экономическая часть.
Анализ затрат и эффективности проекта.
Ввиду проблем, возникающих после проведения ГРП, в частности из-за некачественной промывки стволов скважин, предлагается изменить существующий порядок проведения работ путем внедрения новой технологии – Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ).
Общий «цикл ГРП» в новом варианте можно представить последовательностью: КРС – ГРП – ГНКТ – КРС, в которой ГНКТ должна обеспечить качественную промывку ствола скважины и вызов притока.
Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для Заказчика, но с другой стороны, значительно увеличивает конечную прибыль Заказчика. Далее приводится анализ затрат и эффективности предлагаемого проекта.
1. Калькуляция затрат 1 операции ГНКТ. Промывка скважины.
Таблица 9 «Затраты ГНКТ на промывку и вызов притока»
2. Расчет затрат на проведение операций ГНКТ и КРС за календарный год.
Таблица 10 «Затраты на ГНКТ и КРС в год»
| Установка | Стоимость одной работы, рублей | Количество, Работ/Год | Стоимость работ, Рублей/Год |
| ГНКТ | 870 000 | 144 | 125 000 000 |
| КРС * (вся программа) | 440 000 | 24 | 10 560 000 |
| КРС – 1 бригада (промывка) | Около 175 000 | 24 | 4 200 000 |
| КРС – 6 бригад (промывка) | 175 000 | 144 | 25 200 000 |
* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий ОАО «ЮНГ»
3. Исходные данные для экономического анализа.
Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые данные:
· Трансфертная цена 1 тонны нефти для ОАО «ЮНГ» в 2001
2000 руб.
* Средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2001 г. -85 тонн/сут.
* Среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ - 144
4. Расчет затрат ОАО «Юганскнефтегаз» на смену ЭЦН.
Как упоминалось ранее (см. главу II.3), вследствие различных проблем, возникавших после проведения гидроразрыва пласта, ОАО «Юганскнефтегаз» в 2000 г. вынуждено было понести значительные затраты на замену ЭЦН, выходивших из строя. Понесенные затраты включали также упущенную выгоду от вынужденного простоя скважин во время смены и запуска ЭЦН.
| Стоимость ЭЦН*, руб. | Стоимость смены ЭЦН, руб. | Среднее время смены ЭЦН, сут. | Добыча, тонн | Упущенная выгода,** руб. | Всего смен ЭЦН |
| 783 000 | 87 000 | 3 | 195 | 395 850 | 276 |
* за основу взята стоимость ЭЦН-80
** трансфертная цена 1 тонны нефти ОАО ЮНГ на 2001 г.
Таким образом, затраты ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по ценам 2001 г. составили около 350 млн. рублей. Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос твердых частиц, включая проппант, из забоя скважины. Доля выноса мехпримесей составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка 140 млн. рублей в год.
5. Сокращение общего времени цикла ГРП.
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам специалистов ОАО ЮНГ*, позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до 13 суток, т.е. на 3 суток.
Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки).
Дополнительная выручка Заказчика – ОАО «Юганскнефтегаз» - составит 74,5 миллиона рублей.
6. Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС.
Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от 144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700 тонн нефти.
Выручка ОАО «ЮНГ» составит 590 121 000 рублей.
Затраты ОАО ЮНГ на промывки: 57 х 175 000 =
9 975 000 рублей.
При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от работы 2,4 бригад) КРС 997 500 рублей.
Таблица 11 «Затраты на промывки в год. КРС против ГНКТ»