Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Геолого-физические характеристики Приобского месторождения

Геолого-физические характеристики Приобского месторождения

Общие сведения о Приобском месторождении, его геологическая характеристика. Продуктивные пласты в составе мегакомплекса неокомских отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Виды кислотных обработок.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.10.2014
Размер файла 132,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Составной частью геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин, являются методы воздействия на призабойную зону пласта, целью применения которых является увеличение нефтеотдачи добывающих скважин. Призабойная зона скважины - участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.

Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кальматантов.

Среди используемых методов воздействия доминирующее положение занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступностью используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ.

Наиболее перспективным методом обработки призабойной зоны скважины является метод обработки соляной кислотой, глинокислотой, а также тепловые методы воздействия на призабойную зону.

Для очистки от смолистых и парафиновых отложений забой прогревают, промывая его горячей нефтью, или вместо обычной кислоты проводят термохимическую обработку.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

· глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

· залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий замкнутый,

· толщина пластов АС10, АС11 и АС12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6м.

· начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

· пластовая температура- 88-900С,

· низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС10, АС11 и АС12 соответственно 15,4, 25,8, 2,4 мD,

· высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

· плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м3,

· вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

· давление насыщения нефти 9-11 МПа,

· нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Проведен значительный объем работ по совершенствованию кислотных композиций и технологии их применения в нашей стране и за рубежом. В результате проведенных исследований разработан широкий перечень кислотных композиций и технологических приемов их использования. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того; насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 градусов С ), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня .Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темно-серыми до черногоцвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС, АС, АС10, АС11, АС12.

Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит.

Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на с -Мансиеверо-востоке.

Хантыйская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.

Палеогеновая система (P2)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зеленными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита, завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q).

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту "А". На структурной карте по отражающему горизонту "А" находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос. По отражающему горизонту "Дб", приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скважины 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту "Б". В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0,АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8м до 1,4м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м.

Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АС11/1, АС11/2, АС11/3, АС11/4.

Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м.

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге . Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км.

Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018 км2 ), минимальную (10 км2 )- залежь в пласте АС10/1.

Таблица 1.1 - Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Пласт

Средняя

глубина, м

Средняя толщина

Открытая

Пористость. %

Нефтенасыщенн..%

Коэффициент

песчанистости

Расчлененност

Общая, м

Эффект,м

АС100

2529

10,2

1,9

17,6

60,4

0,183

1,8

АС101-2

2593

66,1

13,4

18,1

71,1

0,200

10,5

АС110

2597

20,3

1,9

17,2

57,0

0,091

2,0

АС111

2672

47,3

6,4

17,6

66,6

0,191

6,1

АС112-4

2716

235,3

4,9

17,6

67,2

0,183

4,5

АС122

2752

26,7

4,0

17,7

67,5

0,164

3,3

АС123-4

2795

72,8

12,8

18,0

69,8

0,185

9,3

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Нефти пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10_С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Причины загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП)

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико - химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглащается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто - смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, излом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастает сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

2.2 Назначение и виды кислотных обработок

месторождение пласт призабойный обработка

2.2.1 Солянокислотная ванна (СКВ)

Назначение и состав.

СКВ предназначается для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважин от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, кальциевых отложений пластовых вод на поверхности НКТ, очистки забоя и интервала вскрытия после ремонтных работ и освобождения прихваченного оборудования.

СКВ является первым обязательным видом кислотного воздействия для скважин, сдаваемых из бурения, и проводятся в процессе первичного освоения скважин в период ввода их в эксплуатацию.

До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производится, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой, и тем самым ухудшить проницаемость пор в ПЗП.

СКВ может входить в комплекс обязательных подготовительных работ при проведении более сложных кислотных обработок.

Перед производством кислотной ванны следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя и максимально разрушить цементную корку( в случае её присутствия) механическим путем.

В случае наличия на забое битумных отложений, образовавшихся в результате применения буровых растворов на нефтяной основе, после обычной механической очистки следует промыть забой одним из растворителей - нефрасом, газовым бензином, средним дистиллятом и др. Возможна промывка горячей нефтью.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему колонны (открытого ствола) от кровли обрабатываемого интервала пласта до забоя.

Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концентрации. Скважины с открытым стволом следует обрабатывать кислотными растворами с концентрацией НСl до 20 %, а обсаженные скважины - раствором с концентрацией НСl до 15 %.

Кислотный раствор должен в обязательном порядке содержать все необходимые добавки:

Ингибитор коррозии для предотвращения коррозионного воздействия на скважинное оборудование.

Уксусную кислоту -3% для предупреждения выпадения объемистого осадка гидрата окиси железа.

При наличии значительных глинистых корок, допустимо использование в кислотной ванне плавиковой кислоты с концентрацией 1-3%. При этом необходимо помнить, что:

Плавиковая кислота реагирует с жидкостью глушения на основе хлористого кальция и хлористого натрия и в случае применения этих ЖГ, воздействие плавиковой кислоты на глинистую корку будет минимальным

Необходимо обеспечить невозможность поступления в пласт продуктов реакции плавиковой кислоты с глинами.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течении всего периода реагирования должен находится только в интервале обработки, т.е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх - в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из НКТ, ни уходить в пласт за счет поглощения призабойной зоной.

Поскольку для СКВ используют достаточно концентрированный раствор кислоты с высокой плотностью, возможно оседание его в скважинной жидкости, если её плотность ниже. В случае, если жидкость глушения имеет плотность выше плотности кислоты, необходимо перед проведением СКВ провести замену жидкости в скважине на более легкую, а если такая замена нежелательна по соображениям безопасности, обработка производится с установкой пакера. Плотность используемой жидкости должна обеспечивать невозможность продавливания кислотного состава в пласт, т.е. должна соответствовать пластовому давлению.

Одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной является способ искусственного кавернообразования путем проведения многократных кислотных ванн.

Время реакции. Из-за ограниченной реакционной площади контакта, реакция взаимодействия кислоты с отложениями проходит сравнительно медленно. Раствор кислоты выдерживается в интервале обработки в течении 12 часов.

Время реакции указывается с учетом наличия в кислоте ингибитора коррозии металла. Точный срок устанавливается для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности состава после различных сроков выдерживания на забое. При СКВ предпочтительна полная нейтрализация кислотного состава.

Продукты реакции следует удалить однократной обратной промывкой жидкостью глушения с допуском НКТ до забоя скважины. Если объем осадка предполагается большим и кислота только разрыхлила отложения, для гарантированного отмыва в промывочную жидкость добавить ПАВ c концентрацией:

Таблица 2.1

Неонол СНО 3Б

0,5%

Сульфанол

0,25%

Синол КАМ

0,5%

Нефтенол ВВД

0,25%

Наличие ПАВ позволит эффективно удалить остатки коррозионно опасного кислотного состава с поверхности металла.

Для месторождений с низким пластовым давлением для исключения проникновения промывочной жидкости в пласт предпочтительнее произвести очистку забоя скважины от образовавшегося шлама гидрожелонкой или методом управляемых депрессий.

Приобское месторождение представлено низкопроницаемыми (5-100 мД), сильно заглинизированными коллекторами Б-11; Б-12. Проницаемость ПЗП существенно снижается в процессе бурения или глушения скважины при капитальном ремонте. В условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при закачке подтоварной воды).

В последнее время не производится защита водоводов от процессов коррозии, благодаря чему закачиваемая в пласт вода насыщается окислами железа. В результате в ПЗП как в фильтре откладывается значительное количество загрязнителей.

Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок. Наиболее простой (и недорогой) способ- обработка кислотой.

2.2.2 Солянокислотная обработка (СКО) скелета породы

Взаимодействие соляной кислоты с породообразующими элементами. Основным обьектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы - известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции:

при воздействии на известняк

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2 (2.1)

при воздействии на доломит

4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2 (2.2)

Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCl2) - хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO2) при пластовом давлении растворяется в воде. При обработке соляной кислотой нагнетательной скважины, продукты реакции можно не удалять из скважины, а продавливать в удаленные зоны пласта.

Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м3/м, для скважин, обработанных неоднократно, удельный расход должен составлять до 1,5м3/м.

Ретроспективный анализ, проведенный в 2000-2001 году УфЮНИПИ показал постепенное снижение эффективности кислотных обработок на месторождениях акционерного общества. Проведенные исследования состояния ПЗП скважин указывают на то, что глубина повреждения пласта (глубина измененной проницаемости пласта) значительно превышает принятые в расчетах. Рекомендуемый в инструкциях Главтюменьнефтегаза СТО 51.00.026-86 объем удельного расхода реагента 1м3 на 1 метр перфорации означает проникновение кислотного состава на глубину 1,2-1,4 метра. Установленная глубина повреждения пласта во многих случаях превышает 3-5 метров.

Необходимый объем кислотного состава для каждой скважины рассчитывается индивидуально. Существует несколько вариантов подхода к расчету объема в зависимости от того, какие цели мы ставим перед обработкой:

Если целью обработки является удаление карбонатного материала терригенной породы с целью увеличения проницаемости ПЗП, расчет ведется с учетом количества карбонатного материала в объеме породы, образующей ПЗП.

V=a*5.43*п*(R2-r2)*b (2.3)

где V - необходимый объем кислотного раствора

а - коэффициент содержание карбонатного материала в породе для условий ОАО "ЮНГ" при содержании карбонатов 2-4% а=0,02 - 0,04.

5,43 - из уравнения реакции растворения СаСО3 следует, что для растворения 1тн СаСО3 требуется 5,43м3 12% раствора соляной кислоты.

b- плотность породы в тн/м3.

Поскольку большая часть месторождений ОАО "ЮНГ" находится в заключительной стадии разработки, скважины неоднократно подвергались кислотному воздействию, говорить о первичном содержании карбонатов в породе не приходится. Целью обработки является удаление кальматирующего вещества. Основная роль в расчетах отводится глубине кальматации (повреждения) пласта. Объем кислоты должен обеспечить проникновение её на всю глубину поврежденной зоны.

Для увеличения эффективности солянокислотной обработки для расчета необходимо получить сведения о глубине повреждения пласта путем проведения исследований, снятия кривых восстановления давления или уровня.

2.2.3 Циклическая ОПЗ (циклическое ПАВ - кислотное воздействие)

При циклической обработке объем кислотного состава и продавочного 3-4% раствора ПАВ следует делить на 3 части и закачивать по схеме:

Приготовление кислотного состава для каждого цикла производить отдельно, что позволяет применять меньше техники (приготовить в одной бочке раствор для одного цикла, затем, после его закачки для второго и.т.д.)

Применение в качестве первого цикла небольших обьемов соляной кислоты позволяет удалить из ПЗП карбонатный материал.

Объем растворов увеличился до 150-200м3 и превышает объем, который бригада способна закачать в течение одной смены, но подобную обработку можно прервать после проведения одного или двух полных циклов и продолжить на следующий день.

Повышение приемистости скважин при опытных работах по циклической обработке достигался в 95% случаев. Кроме того, при применении приема деления на циклы отмечено некоторое изменение профиля приемистости скважины. Раствор ПАВ, особенно ПАВ-гидрофобизатор изменяя обработанную первой порцией кислоты поверхность, вызывает небольшое отклонение каждой новой порции кислоты в новые интервалы, либо проникая в новые интервалы и очищая поверхность увеличивает вероятность проникновения кислоты в них.

Обработка начинается на малой скорости закачки при максимальном давлении. Для 2-го и 3-го циклов скорость закачки должна быть максимально возможной при соблюдении требования не превышения насосным агрегатом давления опрессовки эксплуатационной колонны.

2.2.4 Комплексная обработка призабойной зоны (КОПЗП)

В условиях недостаточной геолого-промысловой информации прием совмещения (комплексирования) различных операций или методов в единый технологический процесс позволяет существенно повысить общую успешность работ. В данном случае в технологический процесс (первым или вторым циклом) включили блок обработки пласта известным растворителем "Нефрас". Обработка проводится по схеме:

В период проведения первого цикла восстанавливается приемистость традиционно принимающего пропластка.

Нефрас, закачанный в начале второго цикла, попав в водопромытый, традиционно принимающий интервал испытывает сопротивление, обусловленное низкой фазовой приницаемостью по отношению к углеводороду.

Интервал частично (на незначительное время) блокируется, некоторый объем нефраса, попав в нефтенасыщенную часть пласта, отмывает нефтяную пленку, открывая доступ кислоте к поверхности породы.

К комплексным обработкам можно отнести целую группу сложных кислотных обработок.

Циклическая обработка, обработка с отклонителем и комплексная обработка являются совершенными технологиями кислотных обработок и рекомендуются для применения на нагнетательных скважинах .

Критерии применения технологий:

Циклическая обработка - базовый вариант технологии ОПЗ.

Обработка с отклонителем проводится при получении на основе исследования профиля приемистости информации о его сильной неравномерности.

Комплексная обработка для низкопроницаемых месторождений, где эмульсия является слишком жестким отклоняющим составом.

2.3 Глинокислотная обработка (ГКО)

2.3.1 Общие требования к проведению ГКО

Глинокислотой называется смесь соляной и плавиковой кислот.

Особенностью глинокислотной обработки является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом цемента породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактирующих материалов.

H4Al2Si2O9+14HF=2AlF3+2SiF4+9H2O (2.4)

Образовавшийся фтористый кремний, реагируя с водой образует по мере снижения кислотности раствора студнеобразный гель.

Реакция плавиковой кислоты с кварцем, из которого состоят зерна песчанника, протекает настолько медленно, что не представляет практического интереса.

SiO2+4HF=2H2O+SiF4 (2.5)

Для предупреждения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной. При этом концентрация соляной кислоты выдерживается в интервале 8-10%, концентрация плавиковой - не выше 3%.

При взаимодействии плавиковой кислоты с карбонатами происходит образование нерастворимого осадка фтористого кальция.

При глинокислотных обработках существуют требования к жидкости, находящейся в скважине. Недопустимы глинокислотные обработки в скважинах, заглушенных хлористым кальцием или хлористым натрием. Плавиковая кислота вступает в реакцию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осадка, способного ухудшить проницаемость призабойной зоны. Обработка возможна только в водной среде, нефтяной среде или в растворе хлористого аммония.

При приготовлении раствора глинокислоты следует учитывать, что товарная плавиковая кислота имеет начальную концентрацию 30-40%

Приготовление глинокислоты возможно с использованием бифторид-фторид аммония. При этом концентрация соляной кислоты применяется более высокой, т.к. часть ее расходуется на разложение фторида аммония. Существенным моментом, ограничивающим применение глинокислотной обработки, является опасность при транспортировке плавиковой кислоты, трудоемкость приготовления и технологии применения в связи с высокой ее ядовитостью. Для замены фтористоводородной кислоты и был предложен бифторид фторид аммония.

Выпускается БФФА промышленностью в полиэтиленовых мешках, обернутых крафт-бумагой, что позволяет легко и безопасно его транспортировать на удаленные участки и хранить длительное время.

Обработка смесью соляной кислоты и БФФА терригенных пород-коллекторов дает лучший результат, чем их обработка глинокислотным раствором, так как еще больше замедляется скорость реакции, и кислота в активном состоянии проникает глубже в пласт, расширяя радиус обработки пласта вокруг ствола скважины.

Опыты по растворению в смеси НСI и БФФА терригенных пород (песчаников и алевролитов) показали, что увеличение концентрации NH4FHF в НСI так же, как и увеличение концентрации самой HCI, приводит к увеличению скорости растворения терригенных пород. При этом концентрацию БФФА можно увеличивать до концентрации соляной кислоты, применяемой при обычных солянокислотных обработках, однако наиболее оптимальным соотношением является состав: 8-12% HCI+4% (не более)БФФА.

Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8% HCl , следует взять раствор соляной кислоты 13% и на каждый кубический метр такой кислоты необходимо истратить 71кг товарного бифторид-фторид аммония с обычным содержанием фтора 56% и кислотностью 23%.

2.4 Порядок расчета ингредиентов для приготовления глинокислоты

Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной.

Основа расчета добавки плавиковой кислоты.
Количество 100% HF, (А в кг) необходимое для получения 1м3 глинокислоты с содержанием % HF в солянокислотном растворе с заданной плотностью p находят из выражения:
А = 10*а*р (2.6)
Чтобы выразить в удобных для практических условий объемах, по таблице 2.2 для фтористоводородной кислоты по плотности или процентному содержанию находят содержание HF в имеющейся товарной плавиковой кислоте (Ат в кг/л). Тогда объем товарной плавиковой кислоты, содержащей Акг HF в 1 литре находят по формуле:
Vт=А/Ат (2.7)
Пример расчета добавки плавиковой кислоты.
Необходимая концентрация соляной кислоты в глинокислотной смеси - 10%. По таблице 2.3 определим плотность кислотного состава с такой концентрацией
р= 1,05 (2.8)
Концентрация плавиковой кислоты, выбраная исходя из изучения минералогического состава породы а = 3%, тогда:
А=10*3*1,05 = 31,5 кг. (2.9)
Итого 31,5 килограмма чистой HF необходимо для приготовления 1м3 3% раствора глинокислоты.
Товарная плавиковая кислота, поступившая на предприятие, имеет концентрацию 40%. По таблице 1.4 найдем содержание чистой HF в 1 литре товарного продукта: - 0,459 кг/л.
Тогда необходимый объем товарной плавиковой кислоты для приготовления 1м3 раствора глинокислоты составит:
Vт = 31,5 / 0,459 = 68,6 кг. (2.10)
2.5 Порядок приготовления глинокислоты
В емкость залить воду, на 100-200 литров на каждый кубический метр результирующей кислоты меньше, чем расчетный объем воды.
Залить расчетное количество уксусной кислоты
Залить расчетное количество ПАВ и ингибитора
Залить расчетное количество соляной кислоты
Только после этого залить расчетный объем плавиковой кислоты
Долить оставшуюся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора.
2.6 Технология ОПЗ глинокислотой
Описанные особенности глинокислотной обработки требуют особых приемов проведения работы.
Перед проведением глинокислотной обработки провести предварительное удаление карбонатного материала породы небольшим (0,5м3/м) объемом соляной кислоты (речь идет об остаточном или привнесенном материале, для первых обработок ПЗП удельный расход соляной кислоты должен быть выше).
Установить манометр на затрубном пространстве скважины.
Заменить жидкость в скважине на жидкость, не входящую в конфликт с плавиковой кислотой, либо предусмотреть вытеснение в затрубное пространство буферного объема такой жидкости.
При открытой затрубной задвижке произвести закачку на произвольной скорости приготовленной глинокислоты в НКТ
По достижении кислотой башмака НКТ затрубную задвижку закрыть.
Произвести продавку глинокислоты с максимально возможной скоростью с целью увеличить глубину проникновения раствора (из расчитанных объемным путем 1,5 м. глубины проникновения только 1/3 пути кислота проходит в активном состоянии). Этот факт дополнительно объясняет необходимость предварительного увеличения приемистости скважины соляной кислотой.
При закачке с максимальной скоростью контролировать давление в затрубном пространстве скважины не допуская его роста выше давления опресовки колонны.
Время ожидания реакции не предусматривается, немедленно после закачки произвести продавку кислотного состава большим (в объеме ПЗП) объемом продавочной жидкости (для нагнетательной скважины) или извлечение продуктов реакции (для добывающих скважин) ОПЗ глинокислотой есть ОПЗ в динамическом режиме. Продавку продуктов реакции лучше осуществлять 1-2% раствором ПАВ в объеме, обеспечивающем удаление продуктов реакции из ПЗП в удаленные зоны пласта расход раствора ПАВ 10-15м3 / м (только для нагнетательных скважин).

Наилучшего результата при проведении глинокислотной обработки добиваются при проведении обработки раздельно по пластам - циклическая обработка призабойной зоны, то есть на первом этапе закачивается в пласт соляная кислота и ПАВ, на 2 этапе - ПАВ, на 3 этапе - глинокислота и ПАВ, на 4 этапе - ПАВ и на 5 этапе - глинокислота с ПАВ.

Повышение приемистости скважин при проведении ГКО отдельно по пластам достигается в 95 % случаев. Кроме того, при применении деления на циклы отмечается некоторое изменение профиля приемистости скважины.

Проведение глинокислотной обработки раздельно по пластам выполняют бригады капитального и текущего ремонта скважин, для чего в скважину спускают пакер ПВМ+пакер с упором на забой, на НКТ, например по Приобскому месторождению до нижнего пласта АС-12, где производят посадку пакера ПВМ. Далее закачивают композицию соляной и глинокислоты, и производят посадку пакера с упором на забой, после чего продавливают технической водой в пласт композицию кислот. Такой же процесс проводят и на верхние пласты.

Таблица 2.2 - Плотность раствора плавиковой кислоты различных концентраций при 15?С

Плотность, г/м3

Концентрация HF, %

Содержание HF в 1 л, кг

Плотность, г/м3

Концентрация HF, %

Содержание HF в 1 л, кг

1,0069

2,320

0,023

1,1239

32,78

0,368

1,0139

4,040

0,041

1,1326

35,15

0,398

1,0211

5,760

0,059

1,1415

37,53

0,428

1,0283

7,480

0,077

1,1506

39,91

0,459

1,0356

9,200

0,095

1,1598

42,29

0,490

1,0431

10,92

0,114

1,1691

44,67

0,522

1,0506

12,48

0,131

1,1786

47,04

0,554

1,0583

14,04

0,149

1,1883

49,42

0,587

1,0661

15,59

0,166

1,1981

51,57

0,618

1,0740

17,15

0,184

1,2080

53,72

0,649

1,0820

18,86

0,204

1,2182

55,87

0,681

1,0901

21,64

0,236

1,2285

58,02

0,713

1,0983

24,42

0,268

1,2390

60,17

0,746

1,1067

27,20

0,301

1,2497

62,32

0,779

1,1152

29,98

0,334

1,2605

64,47

0,813

Таблица 2.3 - Плотность растворов соляной кислоты различных концентраций при 15?С

Плотность,

г/см3

Концентрация НСl, %

Содержание HCl в 1 л, кг

Плотность

г/см3

Концентрация HCl, %

Содержание HCl в 1 л, кг

1,003

5,15

0,063

1,105

20,97

0,232

1,035

7,15

0,074

1,110

21,92

0,243

1,040

8,16

0,084

1,115

22,85

0,255

1,045

9,16

0,096

1,120

23,82

0,267

1,050

10,17

0,107

1,125

24,78

0,279

1,055

11,18

0,118

1,130

25,75

0,291

1,060

12,19

0,129

1,135

26,70

0,302

1,065

13,19

0,140

1,140

27,66

0,315

1,070

14,17

0,152

1,145

28,61

0,328

1,075

15,16

0,163

1,150

29,57

0,340

1,080

16,15

0,174

1,155

30,55

0,353

1,085

17,13

0,186

1,160

31,52

0,366

1,090

18,11

0,197

1,165

32,49

0,379

1,095

19,06

0,209

1,170

33,46

0,391

1,100

20,01

0,220

1,180

35,39

0,418

2.6.1 Расчет композиции ГКО

Куст 102 скв.1757

Диаметр кондуктора-245мм; глубина спуска-790м;

Диаметр эксплуатационной колонны-146мм; глубина спуска-2972м;

искусственный забой-2962м; текущий забой-2962м;

интервал перфорации АС-10 2678-2712м;

перфорированная мощность пласта-21м;

эффективная мощность пласта-12м;

пластовое давление-220 Атм на 01.05.05г;

внутрискважинное оборудование-пакер ПВМ на 73мм НКТ,

глубина спуска НКТ-2694м;

ожидаемая приемистость-100 м3/сут;

HCL-12%;

HF-2.5%;

Потребный обьем глинокислоты-6м3.

1. Рассчитаем необходимый обьем HCL-12% по формуле.

V=0.12/0.2*12/2=3.6 м3 (2.11)

где 0.12кг содержание HCL в 1л товарного продукта 12%-ной кислоты;

0.2кг содержание HCL в 1л товарного продукта 20%-ной кислоты,

12 эффективная мощность пласта.

2. Рассчитаем необходимый обьем HF-2.5%:

V=(3.6*2)*0.045=0.32 т (2.12)

где 0.045кг содержание HF-2.5% в 1л товарного продукта.

3. Расчитаем необходимое количество воды для разбавления глинокислоты.

V=12/2-3.6-0.32=2.08 м3 (2.13)

На основе полученных данных составляем план работ.

3. Охрана труда и техника безопасности

Обработка скважин кислотами и их смесями должна проводиться под руководством инженерно-технического работника согласно плана, утвержденного начальником цеха. В связи с опасностью и сложностью проведения закачки кислоты в пласт производство этих работ при силе ветра 11м/с и более, при тумане и в темное время суток без соответствующего освещения (не менее 25 люкс) запрещается.

При проведении кислотных обработок запрещается присутствовать на территории скважины посторонним лицам.

Кислоты и их смеси должны перевозиться в специальных контейнерах-цистернах изготовленных по нормативно-технической документации.

Степень заполнения цистерн определяют с условием максимального использования вместимости и объемного расширения продукта при возможности перепада температур в пути следования. Цистерны должны быть герметизированы прокладками из стойкого к кислотам и иметь следующие надписи:

"Наименование продукции и обозначение технических условий"

"Номер партии и дату изготовления"

3.1 Требование безопасности при выполнении подготовительных работ

· Перед обработкой скважин кислотами или их смесями скважины должны быть заглушены задавочной жидкостью. До закачки смеси кислот в скважину нагнетательная линия должна быть испытана на полуторократное рабочее давление.

· На линии должен быть установлен обратный клапан. При этом запрещается устанавливать агрегат для закачки смеси под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.

3.2 Требования безопасности при обработке скважин кислотами и их смесями

При закачке смеси кислоты в скважину агрегаты устанавливаются на расстоянии 25 метров от устья скважины с наветренной стороны. Соединение агрегата со скважиной должно осуществляться только металлическими линиями высокого давления. Сальники насосов должны быть закрыты специальными кожухами, которые должны сниматься только во время ремонта. Ремонт оборудования и коммуникаций во время закачки кислоты в скважину запрещается. При необходимости ремонта следует прекратить закачку продукта, снизить давление до атмосферного, оборудование и линии промыть водой.

При поражении органов дыхания парами кислот необходимо сделать содовые ингаляции и пить теплое молоко. При попадании на кожу - пораженное место обильно промыть водой не менее 10 минут, нейтрализуя кислоту 3-5 % раствором кальцинированной соды и затем вновь водой. После окончания медицинской помощи пострадавшего следует доставить к врачу.

При проливе кислот, после окончания работ ее необходимо убрать при помощи опилок или песка, после чего место пролива кислоты смыть раствором соды и воды, загрязненные опилки и песок нейтрализуют содой.

Персонал, работающий с кислотами и их смесями при обработке скважин, должен иметь и применять следующие средства индивидуальной защиты: фильтрующие противогазы типа БКФ, резиновые сапоги, резиновые перчатки, прорезиненные фартуки, защитные очки.

4. Охрана окружаещей среды

Все работы по проведению кислотных обработок должны осуществляться в соответствии с нормативными актами, положениями и правилами по охране окружающей среды.

Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважины обработку ПЗ (заявка, план, смета).

Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ОПЗ, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в установленном порядке.

Загрязнение окружающей среды кислотами должно быть исключено в результате:

· транспортировки сыпучих и жидкостных химических реагентов на скважины в герметичных цистернах и контейнерах;

· хранение реагентов в специальных помещениях с соблюдением правил хранения;

· правильная утилизация отходов;

· разработки новых рецептур растворов, учитывающих степень вредности для объектов окружающей среды каждого компонента и системы компонентов в целом.

Химические реагенты для нейтрализации вредных веществ должны отвечать следующим требованиям:

· предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовываться;

· после нейтрализации пластовая вода должна быть нетоксична;

· реагенты должны быть пригодны для применения в любых климатических

· условиях любого нефтяного района страны.

Для предупреждения возможного загрязнения окружающей среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с РД 39-2-1182-84 "Инструкция по оборудованию устья и стволов опорных, параметрических, поисковых и других скважин".

Запрещается сливать химические реагенты на землю, при аварийном выбросе их следует нейтрализовать.

В процессе работ следует следить за состоянием газовоздушной среды, а в случае превышения нормы газа в воздухе прекратить все работы.

5. Экономический раздел

5.1 Исходные данные для расчета стоимости проведения глинокислотной обработки

Исходными данными являются тарифы за 1 час работы бурильщиков, цены на материалы, электроэнергию, тарифы на транспортные услуги за 2005 год.

1. Тарифы за 1 час работы

1.1. Бурильщик - 6 разряда 24,3 руб.

1.2. Помощник бурильщика - 5 разряда 20,8 руб.

1.3. Мастер - оклад за месяц 6500 руб.

2. Материалы

2.1. Соляная кислота 2400 руб. за 1 тн

2.2. Плавиковая кислота 20780 руб. за 1 тн

3. Электроэнергия

3.1.Электроэнергия 1035 руб. за 1 т.кВт.ч.

4. Тарифы на транспортные услуги:

4.1. Краз - 260 А - 50 285,41 руб.

4.2. Краз - 65101 АЦН - 12 366,13 руб., 3,21 руб. за 1 км. Пробега,

4.3. Краз - 255 ППУ 1600/100 335,75 руб., 2,82 руб. за 1 км. Пробега,

4.4. Краз - 255 трубовоз 217,25 руб., 9,76 руб. за 1 км. Пробега,

4.5. Урал НЗАС 166,37 руб., 4,35 руб. за 1 км. Пробега,

4.6. Краз - 65101 АНЦ - 320 376,01 руб., 4,72 руб. за 1 км. Пробега,

4.7. Краз - 250 УНБ 160 / 40 309,83 руб., 3,64 руб. за 1 км. Пробега.

5.2 Расчет стоимости проведения ГКО

Таблица 1

Наименование

Единица изм.

Сумма

1. Основные и вспомогательные материалы

руб.

24377,7

2. Топливо со стороны

руб.

0

3. Электроэнергия со стороны

руб.

815,2

4. Заработная плата

руб.

19024

5. Отчисления на социальные нужды 26 %

руб.

4946

6. Амортизация - всего

руб.

82

7. Транспортные расходы

руб.

36321

Итого прямых затрат

руб.

85565,9

Прочие расходы в том числе услуги смежников

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены