Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций на Урьевском месторождении

Основные узлы агрегата.

Насос 9Т.

Насос цементировочный двухпоршневой, горизонтальный двухстороннего действия со встроенным червячным редуктором повышенной нагрузочной способности. Предназначен для подачи жидких сред в скважину. Привод насоса осуществляется от основного двигателя агрегата через коробку отбора мощности, карданный вал и редуктор.

Насос водоподающий.

В качестве водоподающего применён многоступенчатый центробежный секционный насос ЦНС38-154, предназначенный для подачи воды в цементосмеситель при затворении цементного раствора или приготовления кислотного раствора.

Насос оборудован системой продувки выхлопными газами двигателя для удаления жидкости из насоса после окончания работы при минусовых температурах и прогрева насоса.

Установка силовая

В качестве силовой установки блока водоподающего насоса применён двигатель ЗМЗ-511 (ГАЗ-53).

Двигатель предназначен для привода водоподающего насоса и установлен на общей раме с насосом.

Вместе с двигателем смонтированы вал промежуточный с разъединительной муфтой, рычаг выключения сцепления, водяной и масляный радиаторы.

Двигатель с оборудованием защищён от атмосферных осадков металлическим капотом со съёмными боковинами.

Рисунок 3 - Схема закачки гелеобразующих составов

1-нагнетательная скважина; 2-водовод; 3-линия скважин; 4-установка приготовления композиций; 5-агрегат ЦА-320; 6-нагнетательная линия закачки хим. реагентов; 7-наборная линия от водовода

Выключатель зажигания, ручка воздушной заслонки карбюратора и измерительные приборы размещены на задней стенке капота. Топливо к двигателю поступает из бензинового бака, установленного на специальной раме. Двигатель получает электропитание от самостоятельной аккумуляторной батареи. Крутящий момент от вала водоподающего насоса передаётся посредством упругой втулочно-пальцевой муфты.

Рисунок 4 - УДР-32М

1-трехплунжерный насос высокого давления; 2-смеситель; 3-емкость для сшивателя; 4-автоприцеп; 5-автофургон; 6-бункер со шнековым дозатором; 7-дозировачный насос; 8-водовод технической воды; 9-расходомер; 10-кран высокого давления; 11-фильтр; 12-струйный аппарат; 13-обратный клапан; 14-всасывающий трубопровод насоса; 15-напорный трубопровод насоса; 16-винтялиционная система; 17-трубопровод подачи сшивателя; 18-электрооборудование; 19-калорифер; 20-насос закачки сшивателя; 21-колонка калибровочная; 22-вентилятор вытяжной.

2.3 Технология проведения ГОС

Закачка композиции в пласт осуществляется через нагнетательные скважины.

Технология приготовления и закачки композиции с помощью установки УДР-32.

1. Распланировать и приготовить площадку для размещения техники и технических средств.

2. На основе плана закачки ГОС, на приготовленной площадке размещается оборудование и емкости с реагентом - типовая схема расстановки оборудования показана на рисунке 10.

3. Уточняется порядок и объём проведения операций.

4. Обвязывается наземное оборудование: нагнетательная линия установки УДР соединяется с устьем скважины, приёмная линия установки соединяется с водоводом для подачи воды и с ёмкостью для реагентов.

5. Все наземное оборудование опрессовывается с помощью агрегата ЦА-320: нагнетательная линия опрессовывается под давлением в 1,5 раза выше ожидаемого рабочего давления.

6. В бункер со шнековым дозатором загружается ацетат хрома, в ёмкость для реагента закачивается ПАА с необходимым количеством воды с помощью насоса закачки реагента.[6]

7. В смеситель установки подаётся ацетат хрома из бункера и раствор ПАА с помощью дозировочного насоса - происходит перемешивание компонентов и образование композиции. Время перемешивания - не менее 10 мин.

8. Композиция закачивается в пласт через нагнетательную линию трёхплунжерным насосом высокого давления установки.

9. Закачка может производиться в несколько циклов (обычно применяют три цикла) - после каждого цикла композиция продавливается в пласт водой в объёме 15-30 м³.

Рисунок 5 - Схема расстановки оборудования при закачке ГОС

1 - установка УДР-32М, 2 - ёмкость с реагентом, 3 - блок напорных гребёнок, 4 - агрегат ЦА-320

2.4 Расчёт закачки ГОС

При закачке ГОС образуется коллоидный осадок (гель), который, проникая в пласт, снижает проницаемость промытой зоны. Вследствие этого фильтрационный поток закачиваемой воды перераспределяется по направлению к зонам с высокой нефтенасыщенностью (не охваченные заводнением) и вытесняет оттуда нефть по направлению к добывающим скважинам. За счёт этого процесса снижается обводнённость продукции, увеличивается добыча, увеличиваются текущие и конечные коэффициенты нефтеотдачи.

Целью расчёта является определение увеличения добычи нефти в реагирующей добывающей скважине за счёт закачки в нагнетательную скважину ГОС.

Выбор объектов для закачки. Исходными данными для выбора являются карта разработки и карта изобар для пласта АВ₂. Критерием применимости закачки ГОС служит высокая обводнённость добывающих скважин при наличии между нагнетательной и добывающими скважинами гидродинамической связи.

На рисунке 6 для участка пласта АВ₂ Урьевского месторождения приведёна карта разработки, совмещённая с картой изобар. Добывающие скважины №6835, №3355 имеют высокую обводнённость - 89…91%, скважина 3330 имеет обводнённость около 60%. Эти скважины и нагнетательная скважина №3325 расположены в области изобары с давлением 15,5 МПа. Пластовые давления для указанных добывающих и нагнетательных скважин примерно одинаковы (13,2…13,6 МПа), также эти скважины находятся в области пониженного пластового давления (следующая линия изобар - 14,3 МПа), следовательно, существует высокая вероятность, что между нагнетательной скважиной №3325 и добывающими скважинами №6835, №3355, №3330 имеется гидродинамическая связь.[3]

Рисунок 6 - Карта разработка и карта изобар для участка объекта АВ₂ Урьевского месторождения

На основании этих данных принимаем для закачки ГОС нагнетательную скважину №3325. Реагирующие добывающие скважины: №6835, №3355, №3330.

Составляем расчётную схему для выбранных скважин. При составлении расчётной схемы предполагаем, что фильтрация жидкости в рассчитываемой области пласта происходит по треугольным секторам с углом при вершине 30⁰. (рисунок 4): 1 сектор №3325-№6835; 2 сектор №3325-№3355; 3 сектор №3325-№3330. За длину сектора L принимаем расстояние между скважинами (высота треугольника), ширина сектора b - основание треугольника.

Длины секторов (расстояния между скважинами):

L₁ = 895 м; L₂ = 578 м; L₃ = 425 м.

Рисунок 7 - Расчётная схема



Ширину каждого сектора b определим как основание равностороннего треугольника с углом при вершине 30⁰:

b=2•L•tg15⁰, (1)

1 сектор

b₁=2•895•tg15=480 м,

2 сектор

b₂=2•578•tg15=310 м,

3 сектор

b₃=2•425•tg15=228 м.

Для дальнейшего расчёта примем исходные данные.

Пластовое давление добывающих скважин №6835, №3355, №3330 соответственно:

Р₁ = 13,4 МПа;

Р₂ = 13,6 МПа;

Р₃ = 13,2 МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины:

Р_нагн = 15 МПа.

Мощность пласта:

h=3,73м.

Коэффициент проницаемости:

k = 0,26 мкм².

Плотность нефти:

=0,85 т/м³.

Вязкость нефти в пластовых условиях:

н = 1,41 мПа·с.

Нефтенасыщенность зоны, неохваченной заводнением:

S_н=0,41

Определим площади секторов (треугольников) по формуле:

S = L·b/2, м², (2)

S₁ =895•480/2=214800 м²;

S₂ =578•310/2=89590 м²;

S₃ =425•228/2=48450 м².

Заменим треугольные секторы на прямоугольные галереи вытеснения из условия равенства площади и длины секторов соответствующим галереям. Тогда ширина галерей b_г определится по формуле:

b_г= S/L, м, (3)

b_г1 =214800/895=240 м;

b_г2 =89590/578=155 м;

b_г3 =48450/425=114 м.

Определим разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами:

ДР=Р_нагн -Р, МПа, (4)

ДР₁ = 15-13,4 =1,6 МПа;

ДР₂ = 15-13,6 = 1,4 МПа;

ДР₃ = 15-13,2 = 1,8 МПа.

Определим скорости фильтрационных потоков по галереям до закачки ГОС. Скорость фильтрации по галереям по уравнению Дарси [1]:

U=(k/м)·(ДР/L), (5)

где м - динамическая вязкость нефти, Па·с.

Переведем кинематическую вязкость н в динамическую м:



м = н·, (6)

м = 1,41·10^-6·850=1,19·10^-3 Па·с

U₁= (0,26•10^-12/1,19•10^-3)•(1,6•10⁶/895)=0,39·10^-6 м/с;

U₂ = (0,26•10^-12/1,19•10^-3)•(1,4•10⁶/578)=0,53 · 10^-6 м/с;

U₃ = (0,26•10^-12/1,19•10^-3)•(1,8•10⁶/425)= 0,92· 10^-6 м/с.

При гелеобразовании разность давлений между нагнетательной и добывающими скважинами снижается ориентировочно в два раза, т. е. ДР =ДР/2, тогда в соответствии с формулой (5) в два раза снизиться скорость фильтрации после закачки ГОС:

U_с=U/2, (7)

где U_с - скорость фильтрации после закачки ГОС.

U_с1 =0,39·10^-6/2=0,2·10^-6 м/с.

U_с2 =0,53·10^-6/2=0,26·10^-6 м/с.

U_с3 = 0,92·10^-6/2= 0,46 · 10^-6 м/с.

После закачки ГОС происходит снижение проницаемости промытых каналов и увеличение охвата пласта заводнением, соответственно увеличивается ширина галерей фильтрации. Согласно экспериментальным данным в среднем ширина галерей увеличивается на 30% [6]. Тогда ширина галерей после закачки ГОС определится по формуле:

b_гс= 1,3•b_г, м, (8)

b_гс1=1,3•240=312 м

b_гс2=1,3•155=202 м

b_гс3=1,3•114=148 м

Определим дополнительный прирост чистой нефти за счёт закачки ГОС:

ДQ_н=U_c·h·(b_гс - b_г)·S_н•·86400, т/сут, (9)

ДQ_н1 =0,2•10^-6•3,73• (312-240)•0,41•0,844•86400=1,61 т/сут;

ДQ_н2 =0,26•10^-6•3,73• (202-155)•0,41•0,844•86400=1,36 т/сут;

ДQ_н3 =0,46•10^-6•3,73• (148-114)•0,41•0,844•86400=1,74 т/сут.

Общая дополнительная добыча нефти за счёт закачки ГОС:

ДQ_н= ДQ_н1+ДQ_н2+ДQ_н3, т/сут., (10)

ДQ_н=1,61+1,36+1,74=4,71 т/сут.

Фактические данные (дебит скважин по жидкости g, обводнённость n_в) по режиму работы добывающих скважин до закачки ГОС:

скважина 6835 g₁ = 72 м³/сут. n_в1 = 90%

скважина 3355 g₂ = 190 м³/сут. n_в2 = 91,5%

скважина 3330 g₃ = 6 м³/сут. n_в3 = 56%

Приток чистой нефти до закачки ГОС по каждой скважине:

Q_н = g · (1 - n_в) •, т/сут., (11)

где g - приток жидкости, м³/сут.;

n_в - обводненность.

Q_н1 =72•(1-0,90)•0,85=6,12 т/сут.;

Q_н2 =190•(1-0,915) •0,85=13,73 т/сут;

Q_н3 =6• (1-0,56) •0,85=2,24 т/сут.

Добыча нефти по трём скважинам до закачки ГОС:

Q_ндо = Q_н1 + Q_н1 + Q_н1, т/сут, (12)

Q_ндо =6,12+13,73 +2,24=22,09 т/сут.

Суммарная добыча чистой нефти по скважинам после закачки ГОС:

Q_нпосле= Q_ндо+ДQ_н, т/сут, (13)

Q_нпосле=22,09+4,71=26,8 т/сут.

Таким образом, после обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом прирост добычи нефти в добывающих скважинах увеличился за счет вовлечения новых зон пласта в разработку и составил 4,71 т/сут.

2.5 Вывод скважин на режим

Большинство скважин месторождения эксплуатируется установками электроцентробежных насосов. Рассмотрим вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН. Вывод скважин на режим после ПРС, КРС является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования.

УЭЦН в период освоения скважин работают в осложненных условиях, т. к. в скважинах находится жидкость глушения с высоким удельным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.[6]

На освоение скважин влияют следующие факторы:

- ухудшенное охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при минимальном притоке из пласта;

- большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости глушения, имеющей высокий удельный вес;

- наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся после глушения;

- повышенная нагрузка на двигатель, узлы станка-качалки и подземное оборудование;

- вероятность работы насоса с обратным вращением.

Запуск УЭЦН после ПРС, КРС производится электромонтером ЭПУ в присутствии оператора ЦДНГ; оператора ЦНИПР; представителя бригады ПРС, КРС; электромонтера РЭС.

Технологом ЦДНГ выдаются оператору ЦНИПР (ЦЦНГ) следующие данные:

- типоразмер, рабочая область установки;

- тип ПЭД, номинальный ток, ток холостого хода;

- глубина спуска УЭЦН;

- диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

- объём жидкости глушения.

Перед запуском УЭЦН электромонтер ЭПУ должен выполнить объем работ согласно инструкций и технологических условий по эксплуатации УЭЦН, замерить сопротивление изоляции системы кабель - ПЭД, совместно с электромонтером РЭС произвести замер напряжения.

Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЦБПО ЭПУ - с учетом фазировки ПЭД, кабеля, СУ. В процессе эксплуатации УЭЦН фазировка может быть нарушена из-за проведения работ в КТПН. В этом случае смена сращения производится по заявке ЦДНГ

Запуск установки производится при наличии 2-х исправных манометров на фонтанной арматуре - на буферной и затрубной задвижках.

При работе УЭЦН с повышенной токовой нагрузкой, освоение должно идти циклически с продолжительностью работы и остановок как указано в таблице 5.

Таблица 5 - Параметры работы УЭЦН

Параметры работы УЭЦН	Отношение рабочего тока к номинальному, К
	1,1	1,2	1,3	1,4
Продолжительность работы в минутах	60	40	30	10
Продолжительность остановки на охлаждение ПЭД	30	30	30	30

Этот метод применяется при невозможности заменить задавочную жидкость на воду или нефть в случаях, если ток электродвигателя продолжительное время не устанавливается в пределах номинального. Решение о её дальнейшей эксплуатации принимает начальник цеха ЦБПО ЭПУ по заявке ЦДНГ.

Если при первом запуске установка не разворачивается, разрешается произвести перефазировку, если установка запустилась, отработать 3-5 минут, произвести смену вращения. В случае «неразворота» УЭЦН на обоих вращениях на куст выезжает комиссия ЦДНГ по расследованию причин ремонтов УЭЦН, ШГН не отработавших гарантийный срок. После проведения соответствующих технологических операций (замер тока ампер-клещами, запуск от соседней СУ, запуск с промывкой через ЭЦН и т.д.) председатель комиссии ЦДНГ по согласованию с начальником цеха ЦБПО ЭПУ и заместителем начальника ЦИТС по технологии принимает решение по подъему УЭЦН.

При отсутствии подачи после истечения времени, необходимого для подъёма жидкости до устья, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в это случае подача отсутствует, проводится опрессовка колонны НKT ЦА-320 с представителем ЦДНГ. По результатам опрессовки НКТ, проверки правильности определения времени до появления подачи, старший технолог (заместитель начальника ЦДНГ) после выезда на скважину принимает решение по подъему УЭЦН по согласованию с заместителем начальника ЦИТС по технологии.

После появления подачи и определения правильности вращения УЭЦН начинается процесс освоения скважины. В процессе освоения предполагается, что приток из пласта минимальный, поэтому первоначально происходит откачка из затрубного пространства (кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ).

Через 1 час для УЭЦН20, 25, 50 и через 3 часа для УЭЦН с большей подачей после первоначального включения УЭЦН необходимо остановить на 1,5 часа для охлаждения ПЭД. По одиночным скважинам, удалённым от АГЗУ на значительное расстояние, в зимнее время разрешается не производить остановку на охлаждение ПЭД.[6]

Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;30.

Перед выводом на режим в обязательном порядке производится смена объема скважин (на глубину подвески НКТ) на нефть. В случае отсутствия притока из пласта работа УЭЦН-20, 25,30 не должна превышать 3 часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2-х часов.

Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-50. После первоначального запуска производится остановка на охлаждение ПЭД на 1,5 часа. Затем УЭЦН-50 запускается, и в случае отсутствия притока из пласта (если расчёт дебита по падению динамического уровня показывает, что происходит откачка жидкости из затрубного пространства и в затрубном пространстве отсутствует газ) его работа ограничивается 7 часами. После остановки УЭЦН-50 производится снятие КВУ (отбрасываются замеры статического уровня за первые 2 часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ в затруб). В случае, если приток из пласта 50% и более номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, в дальнейшем УЭЦ-50 выводят на режим, останавливая его по минимально допустимому дебиту или минимально допустимому давлению на приеме УЭЦН.

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работы, 2 часа на охлаждение ПЭД и т. д., пока приток из пласта не достигнет 50% от номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД.

В случае работы УЭЦН-50 (в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в. обязательном порядке произвести смену объема жидкости в скважине (на глубину подвески НКТ) на нефть.

По типоразмерам УЭЦН-80 и выше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ (отбрасываются замеры статического уровня за первые 2 часа во избежание учета объема жидкости, перетекаемой из НКТ в затруб).

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работа, 2 часа на охлаждение ПЭД и т.д., пока приток не достигнет 50% от номинального объема жидкости, необходимой для охлаждения ПЭД.

В случае длительного вывода па режим необходимо производить штуцерование для создания долговременной депрессии пласт.

Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально допустимого и выше максимальной производительности УЭЦН или при давлении па приеме УЭЦН ниже минимально - допустимого, которое определяется исходя из напора насоса и с учетом разгазирования на приеме насоса - но не менее 40 кгс/см². Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания динамического уровня

Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.

Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.

Ответственным за вывод скважин на режим является оператор ЦНИПР (ЦДНГ), контроль за выводом скважин на режим осуществляет старший технолог (заместитель начальника цеха по производству) ЦДНГ - в их отсутствие дежурный ИТР ЦДНГ.

УЭЦН, ШГН считается выведенным па режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-18 часов производится замер контрольного динамического уровня.

После окончания вывода на режим электромонтер ЦБПО ЭПУ производит настройку защит СУ.



3. экономическая часть

3.1 Обоснование экономической эффективности проекта

Затраты на проведение закачки ГОС.

Работы по повышению нефтеотдачи осуществляются специализированными бригадами. Затраты на закачку ГОС складываются из затрат на заработную плату рабочих бригады, затрат на материалы, затрат на переезд бригады и перевозку материалов и оборудования, затрат на гидродинамические исследования скважины и подготовку к закачке, затрат на эксплуатацию технологического оборудования и амортизационные отчисления, затрат на обязательные выплаты, цеховых затрат.

Значительную долю затрат составляют затраты на материалы, закачиваемые в пласт. Для достижения длительного и устойчивого эффекта необходимы большие объёмы закачиваемых реагентов. [2]

Планирование затрат на закачку ГОС осуществляется согласно нормам времени на производство работ. Нормы времени определяются подрядной организацией исходя из своих технических и технологических возможностей, особенностей скважины, в которую производится закачка.

Согласно данным подрядной организации затраты на проведение закачки ГОС для скважины месторождения и время выполнения работ составляют:

- материалы	196800 руб.;
- транспортные расходы (переезд бригады и доставка химреагентов)	23100 руб.;
- стоимость работы одного часа бригады	6100 руб./час;
- время выполнения работ	62 часа

Затраты на производство работ (произведение времени выполнения работ на стоимость бригада•часа):

З=6100•62=378200 руб.

Полная себестоимость закачки ГОС:

С=196800+23100+378200=598100 руб.=598,1 тыс. руб.

Согласно проведённому технологическому расчёту, в результате закачки ГОС, суммарное увеличение дебита трёх реагирующих добывающих скважин составило Q_сут=4,71т/сут.

Определим прирост добычи нефти за первый квартал после проведения мероприятия:

Q₁ = Q_сут·N·К_э, (14)

где N - число дней в квартале, N=92;

К_э - коэффициент эксплуатации, К_э = 0,967

Q₁ = 4,71•92•0,967=419 т=0,419 тыс. т.

В дальнейшем происходит падение дополнительной добычи: изменение добычи нефти во времени происходит по экспоненциальному закону:

Q(t) = Q₁ · е^-k(t-1), (15)

где Q(t) - добыча через время кварталов t;

t- время, число кварталов;

е - основание натурального логарифма, е = 2,72;

k- константа.

В результате обработке экспериментальных данных по фактической добыче нефти определено значение k=0,08.

По формуле (14) определим прирост добычи нефти по кварталам.

Дополнительный прирост добычи нефти за второй квартал:

Дополнительный прирост добычи нефти за третий квартал:

Дополнительный прирост добычи нефти за четвёртый квартал:

Расчёт экономических показателей.

Экономическими критериями эффективности проведения мероприятия являются следующие показатели:

- прирост потока денежной наличности;

- прирост чистой текущей стоимости;

- срок окупаемости;

- чувствительность проекта к риску.

Таблица 6 - Исходные данные для расчёта экономических показателей

Показатели	Значения
Оптовая цена 1 тонны нефти, руб.	15200
Себестоимость добычи 1 т. нефти, руб.	9200
Условно-переменные затраты на добычу 1 т. нефти, руб.	4100
Затраты на проведение работ, тыс. руб.	598,1

Определим выручку от реализации продукции по кварталам по формуле:

B_t =Q_t · Ц, (16)

где Ц - цена 1 т нефти, руб./т;

Q_t - дополнительная добыча нефти, тыс. т.

B₁ =0,419 •15200=6368,8 тыс. руб.

B₂ =0,387 •15200=5882,4 тыс. руб.

B₃ =0,357 •15200=5426,4 тыс. руб.

B₄ =0,33 •15200=5016 тыс. руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то при расчёте применяем процедуру дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчётного квартала выбираем квартал, предшествующий технологическому эффекту.

Определим коэффициент дисконтирования по формуле:

, (17)

где б_t - коэффициент дисконтирования для t-го квартала;

k_н - коэффициент инфляции в квартал, принимаем k_н = 0,0175, что соответствует прогнозируемой годовой инфляции 7%;

Е_н - норма дисконта, принимаем годовое значение 10%, тогда за квартал Е_н = 0,025;

t_p - расчетный квартал, к которому приводятся затраты и результаты.

Определим значения коэффициента дисконтирования по кварталам:

Определим затраты на дополнительную добычу по кварталам по формуле:

И_t =Q_t · У_пер, (18)

где Q_t - дополнительное извлечение нефти в t-ом квартале, тыс. т;

У_пер - условно-переменные затраты, руб./т;

И₁ =0,419 •4100=1717,9 тыс. руб.

И₂ =0,387 •4100=1586,7 тыс. руб.

И₃ =0,357 •4100=1463,7 тыс. руб.

И₄ =0,33 •4100=1353 тыс. руб.

Определим величину налоговых выплат по формуле:

Н_t = (В_t-И_t-К_t) · N_пр/100, (19)

где N_np - налог на прибыль, N_np =20%;

K_t - капитальные затраты в t-ом квартале, связанные с проведением мероприятия (затраты на внедрение).

Н₁= (6368,8 -1717,9 -598,1)•20/100=810,56 тыс. руб.

Н₂ = (5882,4 -1586,7 )•20/100=859,14 тыс. руб.

Н₃ = (5426,4 -1463,7 )•20/100=792,54 тыс. руб.

Н₄ = (5016 -1353 )•20/100=732,6 тыс. руб.

Определим прирост потока денежной наличности за квартал по формуле:

ПДН_t =В_t-И_t-К_t-Н_t, (20)

ПДН₁ =6368,8 -1717,9 -598,1-810,56 =3242,24 тыс. руб.

ПДН₂ =5882,4 -1586,7 -859,14 =3436,56 тыс. руб.

ПДН₃ =5426,4 -1463,7 -792,54 =3170,16 тыс. руб.

ПДН₄ =5016 -1353 -732,6 =2930,4 тыс. руб.

Определим накопленный поток денежной наличности за весь расчетный период по формуле:

НПДН=УПДН_t, (21)

НПДН₁=3242,24 тыс. руб.

НПДН₂=3242,24 +3436,56 =6678,8 тыс. руб.

НПДН₃=3242,24 +3436,56 +3170,16 =9848,96 тыс. руб.

НПДН₄=3242,24 +3436,56 +3170,16 +2930,4 =12779,36 тыс. руб.



Определим дисконтированный поток денежной наличности по формуле:

ДПДН_t = ПДН_t · б_t, (22)

ДПДН₁ =3242,24 •1=3242,24 тыс. руб.

ДПДН₂ =3436,56 •0,959=3295,66 тыс. руб.

ДПДН₃ =3170,16 •0,919=2913,38 тыс. руб.

ДПДН₄ =2930,4 •0,882=2584,61 тыс. руб.

Определим чистую текущую стоимость (ЧТС) по формуле:

ЧТС=УДДПДН_t, (23)

ЧТС₁=3242,24 тыс. руб.

ЧТС₂=3242,24 +3295,66 =6537,9 тыс. руб.

ЧТС₃=3242,24 +3295,66 +2913,38 =9451,28 тыс. руб.

ЧТС₄=3242,24 +3295,66 +2913,38 +2584,61 =12035,89 тыс. руб.

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.

Таблица 7 - Результаты расчёта НПДН и ЧТС

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	810,560	859,140	792,540	732,600
ПДН, тыс.руб.	3242,240	3436,560	3170,160	2930,400
НПДН, тыс.руб.	3242,240	6678,800	9848,960	12779,360
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3242,240	3295,660	2913,380	2584,610
ЧТС, тыс. руб.	3242,240	6537,900	9451,280	12035,890

График изменения НПДН и ЧТС по кварталам показан на рисунке 8.

Рисунок 8 - График изменения НПДН и ЧТС

По графику ЧТС определяем срок окупаемости - он соответствует переходу значения ЧТС в положительную область. Срок окупаемости проекта - в течение первого квартала после проведения мероприятия.

3.2 Анализ проекта на риск

В условиях рыночной экономики при проектировании новых технологических процессов необходимо проводить анализ проводимых мероприятий на риск.

В данной методике используется анализ на изменение состояния внешних условий, к которым относятся: цена на нефть, объём добычи нефти, ставки налогообложения, текущие затраты, входящие в статьи калькуляции себестоимости добычи нефти. При анализе приняты следующие диапазоны вариации параметров:

- прирост добычи нефти -30%, +10%;

- цена на нефть -20%, +20%;

- ставки налогообложения -20%, +20%;

- текущие затраты -10%, +20%.

Результаты расчёта НПДН и ЧТС при изменении внешних условий приведены в таблицах 8-15.[2]

Таблица 8 - Снижение прироста добычи нефти на 30%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,293	0,271	0,250	0,231
Выручка от реализации, тыс.руб.	4458,160	4117,680	3798,480	3511,200
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1202,530	1110,690	1024,590	947,100
Налог на прибыль, тыс.руб.	531,506	601,398	554,778	512,820
ПДН, тыс.руб.	2126,024	2405,592	2219,112	2051,280
НПДН, тыс.руб.	2126,024	4531,616	6750,728	8802,008
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2126,024	2306,963	2039,364	1809,229
ЧТС, тыс.руб.	2126,024	4432,987	6472,351	8281,580

Таблица 9 - Увеличение прироста добычи нефти на 10%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,461	0,426	0,393	0,363
Выручка от реализации, тыс.руб.	7005,680	6470,640	5969,040	5517,600
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1889,690	1745,370	1610,070	1488,300
Налог на прибыль, тыс.руб.	903,578	945,054	871,794	805,860
ПДН, тыс.руб.	3614,312	3780,216	3487,176	3223,440
НПДН, тыс.руб.	3614,312	7394,528	10881,704	14105,144
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3614,312	3625,227	3204,715	2843,074
ЧТС, тыс.руб.	3614,312	7239,539	10444,254	13287,328

Таблица 10 - Увеличение цены на нефть на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	7642,560	7058,880	6511,680	6019,200
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	1065,312	1094,436	1009,596	933,240
ПДН, тыс.руб.	4261,248	4377,744	4038,384	3732,960
НПДН, тыс.руб.	4261,248	8638,992	12677,376	16410,336
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	4261,248	4198,256	3711,275	3292,471
ЧТС, тыс.руб.	4261,248	8459,504	12170,779	15463,250

Таблица 11 - Снижение цены на нефть на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	5095,040	4705,920	4341,120	4012,800
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	555,808	623,844	575,484	531,960
ПДН, тыс.руб.	2223,232	2495,376	2301,936	2127,840
НПДН, тыс.руб.	2223,232	4718,608	7020,544	9148,384
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2223,232	2393,066	2115,479	1876,755
ЧТС, тыс.руб.	2223,232	4616,298	6731,777	8608,532

Таблица 12 - Снижение налога на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	648,448	687,312	634,032	586,080
ПДН, тыс.руб.	3404,352	3608,388	3328,668	3076,920
НПДН, тыс.руб.	3404,352	7012,740	10341,408	13418,328
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3404,352	3460,444	3059,046	2713,843
ЧТС, тыс.руб.	3404,352	6864,796	9923,842	12637,685



Таблица 13 - Увеличение налога на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1717,900	1586,700	1463,700	1353,000
Налог на прибыль, тыс.руб.	972,672	1030,968	951,048	879,120
ПДН, тыс.руб.	3080,128	3264,732	3011,652	2783,880
НПДН, тыс.руб.	3080,128	6344,860	9356,512	12140,392
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3080,128	3130,878	2767,708	2455,382
ЧТС, тыс.руб.	3080,128	6211,006	8978,714	11434,096

Таблица 14 - Снижение затрат на 10%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	1546,110	1428,030	1317,330	1217,700
Налог на прибыль, тыс.руб.	844,918	890,874	821,814	759,660
ПДН, тыс.руб.	3379,672	3563,496	3287,256	3038,640
НПДН, тыс.руб.	3379,672	6943,168	10230,424	13269,064
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	3379,672	3417,393	3020,988	2680,080
ЧТС, тыс.руб.	3379,672	6797,065	9818,053	12498,133

Таблица 15 - Увеличение затрат на 20%

Показатели	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Прирост добычи, тыс.т.	0,419	0,387	0,357	0,330
Выручка от реализации, тыс.руб.	6368,800	5882,400	5426,400	5016,000
Затраты на внедрение, тыс.руб.	598,100	0,000	0,000	0,000
Затраты на доп. добычу, тыс.руб.	2061,480	1904,040	1756,440	1623,600
Налог на прибыль, тыс.руб.	741,844	795,672	733,992	678,480
ПДН, тыс.руб.	2967,376	3182,688	2935,968	2713,920
НПДН, тыс.руб.	2967,376	6150,064	9086,032	11799,952
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,959	0,919	0,882
ДПДН, тыс.руб.	2967,376	3052,198	2698,155	2393,677
ЧТС, тыс.руб.	2967,376	6019,574	8717,728	11111,406



По результатам вычислений составим сводную таблицу значений ЧТС для вышеприведенных изменений параметров (таблица 16) и на основании этой таблицы построим диаграмму «Паук» (рисунок 8).

Таблица 16 - Сводная таблица значений ЧТС при изменении параметров

Вариация параметров, %	-30	-20	-10	0	10	20
ЧТС при изменении годовой добычи, тыс. руб.	8281,6	-	-	12035,9	13287,3	-
ЧТС при изменении цены, тыс. руб.	-	8608,5		12035,9	-	15463,3
ЧТС при изменении текущих затрат, тыс. руб.	-	-	12498,1	12035,9	-	11111,4
ЧТС при изменении налога на прибыль, тыс. руб.	-	12637,7	-	12035,9	-	11434,1

Рисунок 9 - Анализ на риск

Так как диаграмма «Паук» находится в положительной области значений ЧТС, то проект к риску не склонен.



4. мероприятия по технике безопасности, противопожарной безопасности, охране окружающей среды

4.1 Техника безопасности при проведении ГОС

нефтеотдача пласт гелеобразующий скважина

При работах с применением гелеобразующего состава необходимо соблюдать особые меры предосторожности.

При попадании гелеобразующего состава на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин (лучше смывать струей под давлением).

При попадании гелеобразующего состава в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть струей чистой воды. После этого закапать в глаза 2%-й раствор новокаина. При ожоге слизистой оболочки рта необходимо длительное промывание чистой водой. При поражении слизистой оболочки глаз необходимо длительное промывание тонкой струей чистой воды, 3%-м раствором хлористого кальция, снова промывание чистой водой и введение 2 - 3 капель 0,5%-го раствора дикаина. [5]

При поражении слизистой оболочки рта необходимо промывание чистой водой, полоскание раствором чайной соды, снова водой, 3-5% раствором хлористого кальция и чистой водой

При вдыхании паров гелеобразующего состава необходимо производить ингаляцию теплым 2%-м раствором питьевой соды (2 - 3 раза в день по 10 мин), принимать теплое молоко с боржоми, содой. При поражении глаз необходимо их промыть струей чистой воды, делать прохладные примочки, закапывать стерильное вазелиновое масло.

После оказания первой помощи во всех случаях пострадавших нужно направить к врачу. На базе должен быть душ, а на скважине шланг от водовода для моментального и интенсивного смыва водой. На рабочем месте, связанном с применением геля, должна быть.

4.2 Охран труда при проведении ГОС

В водной среде, атмосферном воздухе, почве и сточных водах в присутствии других веществ или воздействии природных физических факторов гелеобразующий состав новых токсичных веществ не образует.

Пролитый продукт убирают с помощью песка или опилок, затем загрязненную поверхность промывают водой. Утилизацию отходов осуществляют в соответствии с санитарными правилами №3183-8.

При соблюдении норм технологического режима при производстве гелеобразующего состава и обеспечении герметичности технологического оборудования возможность загрязнения рабочей зоны отсутствует.

В процессе производства гелеобразующего состава могут образовываться сточные воды после промывки аппаратов и оборудования. Они должны направляться в систему очистки стоков предприятия.

Технология предназначена для ограничения прорыва нагнетательных и подошвенных вод в добывающие скважины, ликвидации заколонных перетоков, а также выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Технология основана на принципе тампонирования под давлением пропластков или каналов водопритока в добывающих скважинах гелеобразующими составами (ГОС), на основе водных растворов полиакриламида (ГОС-2) или КЦМ (ГОС-1) с последующим докреплением твердеющими тампонажными материалами: (например НВТС, продукт 119-204),цементный раствор. и дронированием с гидрофобизацией нефтенасыщенной относительно менее проницаемой части продуктивного пласта.

Путем установки отклоняющих экранов из ГОС в глубине пласта со стороны нагнетательных скважин, выравнивания профиля их приемистости и последующей ОПЗ с целью дренирования и гидрофилизация относительно менее проницаемых пропластков удается управлять протоками нагнетательных вод, сокращать непроизвольную их закачку и повышать текущую и конечную нефтеотдачу пластов. Комплексное воздействие на нагнетательные и добывающие скважины указанными методами на участке месторождения приводит к суммарному положительному эффекту на данном участке в целом, причем, предпочтительно последовательное воздействие сначала на ряд нагнетательных скважин, затем по стечению 2-3-месяцев (время начала реакции окружающих добывающих скважин) производится обработка неотреагирования обводненных добывающих скважин и т.д. Таким последовательным воздействием добиваются наилучших условий для разработки донного участка месторождения. После этого расширяют воздействия на другие участки вплоть до регулирования разработкой всего месторождения.

Основным «Инструментом» указанной комплексной технологии являются гелеобразующие составы. К преимуществам предлагаемых ГОС можно отнести применение гелеобразователя сложного вида на основе окислительно-восстановительной системы:

Бихромат-линносульфат. В процессе окислительно-восстановительной реакции между ними в водной среде образуются ионы трехвалентного хрома, которые являются гелеобразующими агентами для макромолекул полиакриламида (ПАА) и КМЦ. Кроме того, наличие относительно большого количества лигносульфоната в рецептуре ГОС придает образующемуся гелю высокую термодинамическую устойчивость вследствие «связывания» избытка ионов трехвалентного хрома (предотвращение синтеза геля), а также избытка бихромата и растворенного в виде кислорода (предотвращение термоокислительной деструкции полимера). В результате этого ГОС-1 стабилен при температуре до 100°, а ГОС-2 до 90°.[5]

Отсутствие ионов 3-х валентного хрома в момент смешения компонентов состава ГОС в воде позволяет получить гомогенный раствор при одноименном растворении порошков полимера, бихромата.

Реологические характеристики ГОС сильно зависят от молекулярной массы полимера и его концентрации. Предпочтительно использовать высокомолекулярные полимеры. Это импортные полиакриламиды с молекулярной массой более 10Ч10,6 например марок:

- КЦМ импортные марки,

- отечественные марки 700 и 600

Лигносульфонаты пригодны, не содержащие ионов трехвалентного железа и хрома. Предпочтительно использовать порошкообразные марки:

- КССБ-1, КССБ-2, КБП, ССБ, СДБ.

Бихроматы (хрома, хромпика) пригодны любые - калия, натрия или аммония. В порошковой технологии (порошкообразная смесь полимера, лигносульфоната) лучше использовать бихромат калия в следствие его малой гигроскопичности.

Используемые порошкообразные смеси ГОС-1 и ГОС-2 для затворения на воде в процессе их закачки в скважину позволяют производить большеобъемные обработки скважин в условиях низких температур окружающего воздуха. Кроме того, изменением концентрации порошкообразной смеси в воде можно легко регулировать реологические свойства тампонажного состава в процессе обработки, что крайне необходимо в ряде технологий, например при ликвидации поглощений, заколонных перетоков или для подкрепления легкофильтрующегося, низкоконцентрирующегося ГОС более прочным высококонцентрированным.

4.3 Охрана окружающей среды при проведении ГОС

Существует три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентов и каталическая очистка. При абсорбции жидкими поглотителями вредные примеси из отходящего газа поглощают растворителям. Газ выбрасывают в атмосферу, а вредные примеси удаляют из растворителя последующим нагреванием(процесс десорбции).Выделенные компоненты используют для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают.

Абсорбция основана на поглощении примесей газов, подлежащих очистке, твердыми веществами с большой удельной поверхностью.

Адсорбционные методы обеспечивают высокую степень очистки, что очень важно при удалении серусодержащих примесей, имеющих неприятные запахи даже при очень малых концентрациях.[5]

В качестве сорбентов применяют активированный уголь, силикаген, окисли металлов, цеолиты, ионообменные смолы и другие вещества.

Перспективы для адсорбционных методов очистки от сернистого ангидрида отходящих газов являются окислы и карбонаты щелочноземельных металлов. Они применимы при значительных колебаниях концентраций сернистого ангидрида в очищаемом газе.

Адсорбционные методы очистки нерентабельны, если отсутствует возможность использовать выделенные газы, как сырье для дальнейшей переработки.

К недостаткам метода относится также сложность оборудования. При непрерывных процессах сорбенты подвержены механическому истиранию.

Католическая очистка газов основана на взаимодействии между собой удаляемых газов или дополнительно введенного компонента с ними в присутствии катализатора с образованием новых безвредных или менее вредных соединений.

Известно проведение процесса с образованием легко удаляемых из газа соединений. В этом случае требуется вторая стадия очистки методами адсорбции. Это значительно удорожает процесс, так же как и введение дополнительного компонента для проведения реакции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В геологической части дипломного проекта дана геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения.

В технологической части рассмотрены методы повышения нефтеотдачи пласта. Особое внимание было уделено методам повышения нефтеотдачи пласта с использованием гелеобразующего состава. Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

В расчетной части определена общая дополнительная добыча нефти за счёт закачки ГОС 4,71 т/сут ; суммарная добыча чистой нефти по скважинам после закачки ГОС 26,8 т/сут.

В результате проведения в дипломном проекте были определены основные показатели экономической эффективности гелеобразующего состава на Урьевском месторождении:

- прирост потока денежной наличности;

- прирост чистой текущей стоимости;

- чувствительность проекта к риску.

Анализ на риск показывает, что мероприятие нечувствительно к риску.

Закачка гелеобразующего состава является экономически выгодной.



Список используемой литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов-М.:Недра,1990.-427 с.

2. Дьякова В.Г., Лещёва В.Б. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия. Издательство “ Юнити”, 2002. - 52 с.

3. Зюрин В. Г. и др. Курсовое и дипломное проектирование. Учебно-методическое пособие. М. 2006. - 43 с.

4. Некрасов В.И, Глебов А.В, Ширгазин Р.Г, Андреев В.Е.Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири - Уфа, Белая река, 2011 г. - с.

5. Панов Г.Е, Петряшин Л.Ф, Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1986, 244 с.

6. Технологический регламент гелеобразующего состава.

7. Технологическая карта разработки Урьевского месторождения.

Размещено на Allbest.ru