Для скважин с низкой приемистостью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, возможна предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты с последующей закачкой основного 15%-ного раствора уксусной кислоты и ее продавкой 0,1%-ным раствором катионоактивного ПАВ "ИВВ-1" в пресной воде для лучшего освоения скважины.

Использование указанных кислотных растворов будет сочетаться с технологиями селективной обработки кислотами, избирательным кислотным воздействием на пласт и технологией пенокислотного воздействия.

3. Селективную обработку кислотами проводят на несколько пластов с различной проницаемостью при необходимости обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами (каждый пласт должен иметь идентифицированный интервал перфорации, качественный цементный камень за колонной, место для установки пакеров).

По аналогичной технологии выполняется избирательное кислотное воздействие на отдельный пласт. Высокопроницаемые пласты предварительно изолируются вязкоупругими составами или временноизолирующими материалами и кислотному воздействию подвергается низкопроницаемый пласт.

4. Технология виброакустического воздействия предназначена для предупреждения раннего обводнения и снижения продуктивности скважин. Она заключается в комплексном воздействии высокочастотными механическими колебаниями на призабойную зону пласта. Акустическая обработка создает колебания дисперсных частиц в пласте, которые обеспечивают очистку призабойной зоны от механических примесей и водонефтяных эмульсий.

Технология реализуется путем создания в призабойной зоне пласта акустического поля от скважинного прибора колебаний «РЕЗАВ», который преобразует электрическую энергию в энергию механических колебаний.

Технология применима при забойных давлениях до 50 МПа и температуре не выше 100°С. Преимущества данной технологии заключаются в использовании эффекта воздействия на пласт акустическим полем, небольших габаритах прибора, большим к.п.д. и возможности использования стандартного оборудования (кабель-трос, используемый для геофизических исследований).

Особенно эффективным является сочетание виброакустического воздействия с кислотной обработкой пласта.

Опыт разработки карбонатных коллекторов месторождений Соликамской депрессии показал, что наиболее эффективно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП.

Для увеличения производительности скважин залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения в данном дипломном проекте подробно рассмотрен и рекомендован к проведению кислотный гидроразрыв пласта.

3.2 Опыт применения кислотного гидроразрыва пласта на Гагаринском месторождении

Добыча нефти из скважины №66 Гагаринского месторождения ведется с февраля 1996 года, разрабатывается карбонатный пласт Бш. В процессе эксплуатации дебиты нефти снижались от начальных 22.8 т/сут до 0.8 т/сут в течение 53 месяцев.

В связи с уменьшением дебита в 2004 году проведена обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) реагентом ДН-9010. Дебит нефти увеличился до 14.7 т/сут, положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев, дебит также снижался до значения 10.8 т/сут в марте 2011 года. При этом безводная добыча продолжалась до мая 2006 года.

Кислотный ГРП проведен в апреле 2011 года. В результате дебит с 10.8 увеличился и в мае составил 52.4 т/сут. В последующий период наблюдалось снижение дебита нефти до 40.9 т/сут. Обводненность продукции составила 0.2%.

Дополнительная добыча нефти от применения кислотного ГРП на скважине №66 Гагаринского месторождения по данным отчета по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) за первую половину 2011 года равна 1502.2 т.

В результате анализа отмечается регулярное снижение дебитов нефти (q_н) как в начальный период разработки, так и после обработок ДН-9010 и кислотным ГРП. Построены зависимости изменения дебита q_н во времени (t) для трех вариантов (рис. 3.1):

- в начальный период разработки

q_н = -5.3781 Ln t+23.257 (1)

с коэффициентом корреляции R=0.79;

- после обработки ДН-9010

q_н = -1.621 Ln t+ 15.913, R=0.69; (2)

- после кислотного ГРП

q_н = -11.068 Ln t + 51.513, R=0.94. (3)

Здесь t - порядковый номер месяца, для первого варианта время отсчитывается с начала эксплуатации, для второго и третьего - после обработки.

Рисунок 3.1 - Динамика дебитов нефти при обработках скважины

Снижение дебита нефти с начала разработки продолжалось до первой обработки в течение 53 месяцев, а после применения ДН-9010 положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев. Продолжительный период эффективной работы скважины с начала ее эксплуатации и после применения ДН-9010 позволил сделать прогноз динамики изменения дебита после кислотного ГРП, распространяя уравнение (3), полученное для начального периода после обработки кислотной ГРП на последующий период.

Рисунок 3.2 - Зависимость дебитов нефти с начала разработки

Совместное решение уравнений (3.2) и (3.3) показало, что эффект от кислотного ГРП будет наблюдаться в течение 43 месяцев. За этот период дебит нефти уменьшится до 9.8 т/сут (рис.3.3).



Рисунок 3.3 - Сравнение динамики изменения дебитов нефти на скважине 66 Гагаринского месторождения

По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП (табл.3.1). Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит 5965 т., за два года - 10259 т., за три года - 13490 т., за 43 месяца - 15047 т.

Темпы снижения дебита нефти после начала разработки и после кислотного ГРП близки (рис.3.3). Это приводит к выводу, что кислотный ГРП достиг поставленных целей:

- улучшил фильтрационную способность ПЗП за счет увеличения площади фильтрации;

- восстановил сообщаемость скважины с удаленной зоной пласта;

- ПЗП перестала оказывать негативное воздействие на процесс нефтеизвлечения.

Таблица 3.1 - Динамика дебитов при обработках скважины

Порядковый номер месяца	Кол-во рабочих дней	Дебит нефти, т/сут	Добыча нефти за месяц, т	Накопленная добыча нефти с начала эксплуатации, т
		с начала разработки	после ДН	после ГРП	без ГРП	после ГРП	без ГРП	после ГРП
1	31	23,3	14,68	52,4	721,0	748,9	33732,9	33732,9
2	30	19,5	13,55	41,44	585,9	1243,2	34318,8	34976,1
3	31	17,3	13,53	40,87	537,8	1267	34856,6	36243,1
4	31	15,8	13,55	36,17	489,8	1121,3	35346,4	37364,4
5	30	14,6	14,93	33,70	438,0	1011,0	35784,5	38375,3
6	31	13,6	15,61	31,68	422,2	982,1	36206,7	39357,5
7	30	12,8	15,74	29,98	383,8	899,3	36590,5	40256,8
8	31	12,1	15,21	28,50	374,3	883,4	36964,7	41140,2
9	31	11,4	15,16	27,19	354,6	843,0	37319,4	41983,2
10	28	10,9	9,93	26,03	304,5	728,8	37623,8	42712,0
11	31	10,4	10,23	24,97	321,2	774,2	37945,0	43486,1
12	30	9,9	10,3	24,01	296,8	720,3	38241,8	44206,5
13	31	9,5	10,13	23,12	293,3	716,8	38535,1	44923,3
14	30	9,1	10,26	22,30	271,9	669,1	38807,1	45592,4
15	31	8,7	10,57	21,54	269,5	667,7	39076,5	46260,2
16	31	8,3	10,42	20,83	258,7	645,6	39335,3	46905,8
17	30	8,0	10,5	20,15	240,6	604,6	39575,9	47510,4
18	31	7,7	10,45	19,52	239,1	605,2	39814,9	48115,6
19	30	7,4	14,31	18,92	222,6	567,7	40037,6	48683,3
20	31	7,1	10,71	18,36	221,5	569,0	40259,1	49252,4
21	31	6,9	10,86	17,82	213,4	552,3	40472,5	49804,7
22	28	6,6	10,57	17,30	185,7	484,4	40658,2	50289,1
23	31	6,4	10,87	16,81	198,2	521,1	40856,4	50810,2
24	30	6,2	11,14	16,34	185,0	490,1	41041,4	51300,4
25	31	5,9	10,76	15,89	184,3	492,5	41225,7	51792,8
26	30	5,7	10,94	15,45	172,0	463,6	41397,7	52256,4
27	31	5,5	10,35	15,03	171,5	466,1	41569,2	52722,5
28	31	5,3	9,51	14,63	165,4	453,6	41734,6	53176,1
29	30	5,1	10,14	14,24	154,4	427,3	41889,0	53603,4
30	31	5,0	10,41	13,87	153,9	429,9	42043,0	54033,3
31	30	4,8	9,86	13,51	143,7	405,2	42186,6	54438,5
32	31	4,6	11,26	13,15	143,2	407,8	42329,8	54846,3
33	31	4,5	10,81	12,81	138,0	397,2	42467,8	55243,5
34	28	4,3	10,20	12,48	120,2	349,5	42588,0	55593,0
35	31	4,1	10,15	12,16	128,2	377,0	42716,2	55970,1
36	30	4,0	10,10	11,85	119,5	355,5	42835,7	56325,6
37	31	3,8	10,06	11,55	119,0	358,0	42954,7	56683,5
38	30	3,7	10,02	11,25	110,8	337,6	43065,5	57021,1
39	31	3,6	9,97	10,96	110,2	339,9	43175,7	57361,0
40	31	3,4	9,93	10,68	106,0	331,2	43281,6	57692,2
41	30	3,3	9,89	10,41	98,6	312,3	43380,2	58004,6
42	31	3,2	9,85	10,14	97,8	314,5	43478,0	58319,0
43	30	3,0	9,82	9,88	90,9	296,5	43568,8	58615,6

Проанализировав результаты проведения КГРП на залежи нефти пласта Бш Гагаринского месторождения, перенимаем опыт и рекомендуем КГРП, как мероприятия по увеличению производительности скважин на залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения.

3.3 Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти

Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа:

1. проницаемостью, мкм² менее 0,05

2. глубиной залегания, м не более 3600

3. эффективной толщиной, м не менее 3

4. пористостью, % 10-20

Основными критериями подбора скважин под КГРП являются:

1. Пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины).

2. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).

Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.

Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в освоении, при апробировании дала 8,7 т/сут.

По данным геофизических исследований скважины №413 и лабораторных исследований керна известны:

- проницаемость ПЗП - 0.024 мкм²;^.

- эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,3 м;

- глубина залегания -1850 м;

- пористость - 10,4%.

Перед проведением процесса КГРП необходимо оценить добывные возможности скважины и величину скин-эффекта путем проведения промысловых гидродинамических исследований.

Перед проведением КГРП рекомендуется провести тест-разрыв для уточнения параметров жидкости разрыва и технологии процесса.

В отличие от традиционного ГРП с проппантом, в КГРП поочередно (за 3-4 цикла) в пласт под давлением закачиваются высоковязкая жидкость (полисахаридный гель) и кислотный состав (20%-ный раствор HCl). Поскольку высокопроницаемые зоны (активные каналы фильтрации) заполняются высоковязким составом, то маловязкая кислота начинает проникать в низкопроницаемые участки ПЗП. Этим создаются новые каналы фильтрации либо "возрождаются" старые, неактивные в данный момент каналы. Таким образом, достигается равномерная глубокопроникающая обработка коллектора и повышается гидродинамическое совершенство скважины.

Технологические параметры КГРП:

1. устьевое давление закачки, МПа до 70

2. темп закачки, м³/мин 1,5-3,0

3. суммарный объем закачиваемой жидкости, м³ до 80

КГРП проводить не рекомендуется:

4. В нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков или горизонтов ближе 20м.

5. В скважинах, зонах, достигших проектной выработки.

6. При наличии межпластовых перетоков.

Технология КГРП позволяет вывести малопродуктивные скважины из бездействия (перевести их в разряд рентабельных), расширить возможности добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из низкопроницаемых залежей и тем самым увеличить добычу нефти, а также прирастить извлекаемые запасы нефти.

Процесс КГРП может осуществляться в скважинах, как с перфорированной обсадной колонной, так и с открытым стволом.

Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего наземное и подземное оборудование, а также технологические жидкости и материалы для образования и крепления трещин ГРП.

Схема обвязки оборудования приведена на рис.3.4.

Наземное оборудование:

Наземное оборудование включает: насосные установки для закачки рабочих жидкостей, обвязку устья скважины, блок манифольдов для обвязки устья скважины с наземным оборудованием, станцию контроля и управления, емкости для технологических жидкостей, блендер, вспомогательный насосный агрегат типа ЦА-320, пожарный машина.



Рисунок 3.4 - Схема расстановки оборудования при проведении операции КГРП

Назначение и технические характеристики оборудования:

* Насосный агрегат (АНА-105М) предназначен для закачки в скважину рабочей жидкости (смеси) под давлением и с производительностью, обеспечивающей процесс гидроразрыва пласта, а также для осуществления гидравлического, гидропескоструйного или химического воздействия на призабойную зону нефтяных и газовых скважин.

Насосный агрегат АНА-105М представляет собой мобильное средство, в котором технологическое оборудование, состоящее из плунжерного насоса, энергетической установки и обслуживающих систем, смонтировано на автомобильном шасси марки МАЗ 6303-41P с усиленной задней тележкой.

* Установка насосная 4АН - 700 (УН1 - 630X700А) предназначена для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и других продавочно-промывочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах.

Установка состоит из закрепленных на общей монтажной раме силового агрегата, коробки передач 3КПМ, трехплунжерного насоса 4Р - 700 укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров, трубопровода обвязки насоса и системы управления.

* Автоцистерна АЦНП-21-5523А используется для транспортирования неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидроразрыве пластов и гидропескоструйной перфорации скважин.

* В случае больших потребностей рабочих жидкостей целесообразно на скважине монтировать емкости объемом до 50 м³ на суммарный объем до 100м³.

* В качестве вспомогательных используют агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.

* Блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С, а также ММ-105, предназначены для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при гидроразрыве и нагнетании жидкости в скважину при других методах воздействия. В районах с умеренным климатом используют 1БМ-700, в районах с умеренным и холодным (при температуре до -50°С) климатом - 1БМ-700С.

Блоки манифольдов смонтированы на автошасси ЗИЛ-131 и состоят из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями. Блоки манифольдов укомплектовываются датчиками давления.

* Пожарная машина должна обеспечивать площадь тушения возгорания нефтепродуктов не менее 600 м².

* Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров. Для использования станции контроля в осуществлении процесса ГРП необходимо устанавливать специальные датчики давления, расхода и плотности в зависимости от вида применяемых жидкостей разрыва.

* Арматура устья 2АУ-700 (1050) или 2АУ-700 (1050) СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидропескоструйной перфорации, гидравлическом разрыве пласта, цементировании при капитальном ремонте, промывке песчаных пробок, кислотных обработках и других процессах

Техническая характеристика 2АУ-700 и 2АУ-700СУ:

Трубная головка

1. Рабочее давление, МПа - 70

2. Число присоединяемых линий - 2

3. Условный проход присоединяемых линий, мм - 25

Подземное оборудование:

При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм. Могут быть использованы также трубы типа N-80 и Р-105 по стандарту API (Американский нефтяной институт).

Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса гидроразрыва, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. Могут также использоваться импортные пакеры, предназначенные для работы с высокими давлениями.

Далее рассмотрим технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта.

Рисунок 3.5 - Технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта

Подготовка скважин:

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанный с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием ее технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса.

Непосредственно процесс подготовки скважины включает следующие операции:

- планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основного и вспомогательного оборудования гидроразрыва - подъемного сооружения, основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

- оснастку подъемного сооружения или монтажа передвижной подъемной установки для осуществления спускоподъемных операций; тип подъемной установки принимают в соответствии с глубиной залегания объекта и типоразмерами подземного оборудования, определяющими грузоподъемность комплекта;

- подъем из скважины фонтанного, или компрессорного лифтов, или же насосной установки, замер забоя скважины, а при наличии пробки - промывку ее;

- шаблонирование и скребкование эксплуатационной колонны для спуска пакера; спуск в скважину подземного оборудования - насосно-компрессорных труб с пакером и якорем; (пакер должен устанавливаться в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ на скважину);

- опрессовка колонны НКТ (давление опрессовки 60-70 МПа) и затрубного пространства (давление опрессовки 12-15 МПа);

- оборудование устья скважины (при давлениях разрыва, превышающих допустимые для арматуры, которой оборудована скважина при эксплуатации, она заменяется специальным устьевым оборудованием для гидроразрыва типа АУ-700 (1050)).

Одновременно с подготовкой скважины готовится необходимое оборудование, жидкости и расклинивающий агент для процесса ГРП.

Жидкости для разрыва пласта предпочтительно готовить на специализированных растворных узлах или химических базах и доставлять их на скважину в подготовительный период. Допускается приготовление жидкостей разрыва непосредственно у скважины с использованием специальных емкостей.

Рабочие и вспомогательные агрегаты перед гидроразрывом должны пройти детальный осмотр и профилактический ремонт с заменой изношенных деталей или узлов.

Расстановка техники на кусту производится в соответствии с утвержденной схемой.

Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами диаметром 89 мм с помощью БРС. Трубы укладываются на специальные подставки. В нагнетательную линию последовательно устанавливают, начиная от блока манифольда к устью скважины, тройник для датчика давления, обратный клапан и тройник для сброса давления. Перед сборкой все БРС должны быть осмотрены, очищены от грязи, изношенные и дефектные резиновые уплотнения заменяются.

Смеситель соединяется с емкостями и насосными агрегатами через блок манифольда или напрямую гибкими шлангами, оборудованными 4-х дюймовыми БРС.

Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом (ЦА-320) 2-х дюймовыми трубами с БРС. В мерном баке ЦА-320 должно быть в запасе не менее 1 м³ раствора или воды. На другом стволе затрубного пространства последовательно устанавливается кран высокого давления в открытом положении и предохранительный клапан, срабатывающий при 15 МПа, свободный конец которого соединяется линией из 2-х дюймовых труб с емкостью. Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления.

Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями со смесителем для контроля плотности и скорости закачки жидкости. Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронумеровываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля. При проверке управления насосными агрегатами со станции контроля одновременно проверяется оборудование для записи процесса ГРП.

Под руководством бригадира комплексом ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольда, смесителя и нагнетательных линий.

Руководителем работ производится осмотр всех линий, коммуникаций и запорной арматуры. Членам бригады комплекса ГРП выдаются рации, и проверяется их работоспособность. Все люди, не задействованные в процессе ГРП, удаляются в безопасное место в радиусе, не ближе 25 метров от устья скважины.

Осуществление процесса и заключительные работы:

Процесс разрыва пласта начинается с подробного инструктажа обслуживающего персонала по осуществлению ГРП на данной скважине. Руководителем ГРП проводится инструктаж по безопасному ведению работ, включающий:

1. порядок проведения опрессовки нагнетательной линии;

2. порядок работы при ГРП, проектные параметры ГРП;

3. вопросы пожарной безопасности;

4. порядок действий при аварийной ситуации или пожаре;

5. указания путей эвакуации людей и техники при чрезвычайной ситуации;

6. сообщения количества присутствующих на ГРП людей;

7. уточнение расположения рабочих мест и ответственность за объекты;

8. уточнение возникших вопросов.

Затем осуществляется проверка герметичности манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине, то есть опрессовка линий нагнетания.

Запуск нагнетательных насосов производится поочередно через равные промежутки времени. По мере роста давления наблюдают за состоянием линии нагнетания, арматурой устья и агрегатами. При наличии пропусков насосные агрегаты останавливают и устраняют дефекты, после чего закачку продолжают.

Свидетельством достижения разрыва или точнее образования в пласте трещин необходимого размера является трех-, четырехкратное увеличение коэффициента приемистости скважины.

После достижения разрыва в скважину нагнетается от 10 до 50 м³ чистой жидкости - песконосителя, вслед за которой подается полисахаридный гель. Темп нагнетания геля в скважину должен быть не менее 1,0-1,5 м³/мин. Трещины закрепляются расчетным количеством полисахаридного геля.

После спада давления из скважины извлекается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится ее промывка.

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы :

Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями.

1) Нарушение проницаемости пласта

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

2) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

3) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Стоимость.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью (таблица 3.2).

Таблица 3.2 - Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

Наименование жидкости разрыва	Стоимость 1 куб.м.	Стоимость 1 куб.м. гелеообразующего компонента	Стоимость в сумме
ЗАГУЩЕННАЯ ВОДА	-	66,00	66.00
ПОЛИМЕРСШИТНАЯ ВОДА	-	126,00	126,00
ЗАГУЩЕННЫЙ РЕФОРМАТ	250,00	94,00	344,00
ДВУХФАЗНАЯ ЖИДКОСТЬ	50,00	66,00	116,00
МЕТАНОЛ+СО2	350,00	150,00	500,00
ПОЛИМЕРСШИТЫЙ МЕТАНОЛ	400,00	210,00	610,00
ЖИДКИЙ СО2	300,00	-	300,00
КИСЛОТА 15%	380,00	200,00	580,00
КИСЛОТА 28%	750,00	250,00	1000,00

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

4.Жидкости на водной основе легко доступны.

5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соединителя с баритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработано новое поколение соединителей. Полимерные молекулы соединителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дерсперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже :

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

4.Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и продана. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3. Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва :

Жидкости на основе пен, энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

На основе экспертного мнения выбираем жидкость загущенную нефть с добавкой асфальтита.

Составим показатели эксплуатационной скважины (таблица 3.3).

Таблица 3.3 - Показатели эксплуатационной скважины

ПОКАЗАТЕЛЬ	ОБОЗНАЧЕНИЕ	ВЕЛИЧИНА	РАЗМЕРНОСТЬ
Глубина скважины	L	2100	м
Диаметр по долоту	D	0,25	м
Вскрытая толщина пласта	H	13,5	м
Средняя проницаемость	K	9,8*10-8	м2
Модуль упругости пород	E	2*1010	Па
Коэффициент Пуассона	n	0,25
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	rп	2385,2	кг/м3
Плотность жидкости разрыва	rн	930	кг/м3
Вязкость жидкости разрыва	m	0,2	Па*с
Концентрация песка	С	1200	кг/м3
Темп закачки	Q	1,2*10-2	м3/с

1.Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = rgL = 2385,6*9,81*2100*10-6 = 46,75 МПа

2.Горизонтальная составляющая горного давления:

Рг = Ргв*n/(1-n) = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 МПа

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтита, плотность и вязкость даны в справочных данных. Для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 4.), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.

При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова.

3.Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж)=

=5,25*(2*1010)2*12*10-3*0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4

Рзаб = 49,4*106 = 49,4МПА

4.Определяем длину трещины :

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*

*13,5*(49,4 - 15,58)*106))1/2 = 31,7 м

5.Определяем ширину (раскрытость) трещины:

w = 4(1-n2)*l*(Рзаб-Рг)/E = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 =

= 0,0158 м =1,58 см

6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:

l1=0,9*l = 0,9*31,7 = 28,5 м

7.Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2:

w1 = wno/(1-m) = 1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см

8.Определяем проницаемость трещины такой ширины:

kт = w21/12 = 0,00732/12 = 4,44*10-6 м2

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим параметры ГРП.

1.Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.

rж = rн(1-no)+rпес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3

Число Рейнольдса

Re = 4Qrж/(pdmж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9

Коэффициент гидравлического сопротивления

l = 64/Re = 64/633,7 = 0,124

По Ю.В. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re=516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза:

16Q2L = 1,52*0,124*16*(12*10-3)2*2100*1439

Рт = 1,52lѕѕѕ rж = ѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕѕ = 26 МПа

2p2d5 = 2*3,142*0,0765

2.Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 МПа

3.Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 3.4.)

Таблица 3.4 - Показатели закачки жидкости

Скорость	Подача, л/с	давление, мПа
1	6,0	70
2	8,3	51
3	11,6	36
4	14,6	29

Необходимое число насосных агрегатов:

N=РуQ/(РаQakтс) +1 = 45,9*12/(29*14,6*0,8) +1= 3

Где Ра- рабочее давление агрегата;

Qa- подача агрегата при этом давлении

kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0,5 - 0,8

4.Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя :

Vп = 0,785*d2L = 0,785*0,0762*2100 = 9,52 м3

5.Продолжительность гидроразрыва :

t = (Vж+Vп)/Qа = (7,6+6,37)/(14,6*10-3*60) = 19,5 мин.

Выводы по третьей главе

Для увеличения темпов отбора нефти в настоящее время запасы, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным карбонатным коллекторам практикуется вовлекать по средствам кислотного гидроразрыва пласта - одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Который в данном дипломном проекте подробно рассмотрен и рекомендован к проведению на предприятии.

Данное мероприятие проведено на скважине 66 Гагаринского месторождения. По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП. Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит за первый год 5965 т., за два года - 10259 т., за три года - 13490 т., за 43 месяца - 15047 т.

Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа: проницаемостью, менее 0,05 мкм², глубиной залегания не более 3600 м, эффективной толщиной, не менее 3 м, пористостью 10-20%. Основными критериями подбора скважин под КГРП являются: пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины), скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).

Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.

Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в освоении, при опробировании дала 8,7 т/сут. Поэтому рекомендуем проведение данного мероприятия на скважине №413. Технологический процесс кислотного гидроразрыва пласта состоит из следующих этапов: подготовка скважин, детальный осмотр и профилактический ремонт рабочих и вспомогательных агрегатов перед гидроразрывом с заменой изношенных деталей или узлов, расстановкой техники на кусту, монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины, соединение смесителя емкостями и насосными агрегатами, соединение затрубного пространства скважины с насосным агрегатом, создание системы контроля параметров, осуществление процесса и заключительные работы.

4. Экономический раздел

4.1 Расчет капиталовложений

Проект: проведение кислотного гидроразрыва пласта - одного из эффективных методов увеличения продуктивности скважин. Проведем его на скважине №413.

Увеличение добычи нефти после кислотного гидроразрыва пласта составит:

за первый гол 5965 т.,

за два года - 10259 т.,

за три года - 13490 т.,

за 43 месяца - 15047 т.

Оборудование для проекта следующее:

* Насосный агрегат (АНА-105М)

* Установка насосная 4АН - 700 (УН1 - 630X700А)

* Автоцистерна АЦНП-21-5523А

* агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.

* Блоки манифольдов 1БМ-700

* Блоки манифольдов ММ-105,

*Автошасси ЗИЛ-131

* Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров

* Арматура устья 2АУ-700 (1050)

* Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм.

Часть данного оборудования для проекта на предприятии есть в наличии (таблица 4.1).

Таблица 4.1 - Оборудование для проекта

Наименование	Цена, руб.	Кол-во	Комментарий
Насосный агрегат (АНА-105М)	5000000	3	Купить
Установка насосная 4АН - 700 (УН1 - 630X700А)	5500000	3	есть на предприятии
Автоцистерна АЦНП-21-5523А	2650000	1	Купить
Агрегаты ЦА-320М или 3ЦА-400А.	500000	2	есть на предприятии
Блоки манифольдов 1БМ-700	3400000	1	можно взять в аренду
Блоки манифольдов ММ-105	3000000	1	можно взять в аренду
Автошасси ЗИЛ-131	300000	1	можно взять в аренду
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров	25000	1	купить
Арматура устья 2АУ-700 (1050)	143913	1	купить
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм	6000	1	купить

Капитальные затраты на проект представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Капитальные затраты на проект

Наименование	Цена, руб.	Кол-во	Итого, руб.
Насосный агрегат (АНА-105М) 5 000 000	5500000	1	5500000
Автоцистерна АЦНП-21-5523А 2 280 000 - 2 650 000	2650000	1	2650000
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров 15000	25000	1	25000
Арматура устья 2АУ-700 (1050) 143913.00	143913	1	143913
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм 16000 ценна за тонну	6000	10	60000
итого			8378913

Таким образом, капиталозатраты на внедряемый проект составят 8 378 913 руб.

4.2 Расчёт доходов и расходов от проекта

В начале рассчитаем доходы (таблица 4.3.) первый год 5965 т., за два года - 10259 т., за три года - 13490 т., за 43 месяца - 15047 т.

Рисунок 4.1 - Цены на нефть

Рост цен на нефть составляет около 0,5% в год (рисунок 4.1). Стоимость тонны нефти составляет 355 доллара в 2012 году.

Таблица 4.3 - Доходы от проекта

Год	Увеличение добычи нефти, тонн	Стоимость одного тонны нефти, руб.	Итого, тыс.руб.
1	5965	10767	64226
2	4294	10875	46696
3	3231	10984	35488
4	1557	11093	17272
итого	15047		163683

Операционные расходы показаны в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Операционные расходы

Наименование	Количество	в месяц, руб.	В год, руб.
Аренда блоков манифольдов 1БМ-700	1	15000	180000
Аренда блоков манифольдов ММ-105	1	18000	216000
Аренда автошасси ЗИЛ-131	1	10300	123600
Затраты на оплату труда рабочих	10	350000	4200000
Затраты на оплату труда инженеров	10	300000	3600000
Социальные отчисления на оплату труда	-	199550	2394600
Жидкость (загущенная нефть с добавкой асфальтита)	9,52	10702	128424
итого			10842624

Расчет амортизации показана в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Амортизация

Наименование	Первоначальная стоимость, руб.	Срок полезного использования, лет	Годовая норма амортизации, руб.
Насосный агрегат (АНА-105М)	5500000	10	550000
Автоцистерна АЦНП-21-5523А	2650000	10	265000
Станция контроля и управления (СКУ) применяется для контроля и регистрации параметров 15000	25000	4	6250
Арматура устья 2АУ-700 (1050)	143913	10	14391,3
Высокогерметичные насосно-компрессорные трубы типа ГОСТ из стали группы прочности «К», «Е», «Л», «М» и «Р» по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7,0 и 8,0 мм 16000 ценна за тонну	60000	5	12000
итого	8378913		847641,3

При проекте расходы увеличатся. За счет транспортировка нефти из скважины до НПЗ оценивается в 5% от стоимости нефти. Все расходы представлены в таблице 4.6., по данным предприятия операционные расходы ежегодно увеличиваются на 10%.

Таблица 4.6 - Расходы от проекта

Год	Транспортировка нефти, тыс.руб.	Операционные расходы, тыс.руб.	Амортизация, тыс.руб.	Итого, руб.
1	3211	10843	8414	22468
2	2335	11927	8414	22676
3	1774	13120	8414	23308
4	864	14432	8414	23709
итого	8184	15875	33656	92160

2. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

с 1 января 2007 г в размере 419 руб. за 1 тонну,

с 1 января 2012 г в размере 446 руб.

с 1 января 2013 г - в размере 470 руб. за 1 тонну добытой нефти (таблица 4.6).

Таблица 4.7 - Налог на добычу полезных ископаемых

Год	Увеличение добычи нефти, тонн	Налог на добычу полезных ископаемых, руб.	Итого, тыс.руб.
1	5965	446	2660
2	4294	470	2018
3	3231	470	1519
4	1557	470	732
итого	15047		6929

Далее рассчитаем налог на имущество:

Остаточная стоимость на конец первого года = 8379 - 848 = 7531 тыс.руб.

На конец второго года = 7531 - 848 = 6683 тыс.руб.

На конец третьего года = 6683 - 848 = 5835 тыс.руб.

и т.д.

За первый год налог на имущество составил (8379 + 7531)*2,2% = 175 тыс.руб.

За второй год налог на имущество составил (7531 + 6683)*2,2% = 156 тыс.руб.

Расчета увеличения налога на имущество в таблице 4.7.

Таблица 4.8 - Расчет налога на имущество, тыс.руб.

Показатель	Шаг расчета
	0	1	2	3	4
Стоимость имущества	8379	7531	6683	5835	4987
Среднегодовая стоимость имущества	7955	7107	6259	5411	4563
Налог на имущество	175,01	156,36	137,70	119,05	100,39

Отчет о прибылях и убытках сформирован в таблице 4.9. Для Пермского Края налог на прибыль составляет 15,5%.

Таблица 4.9 - Отчет о прибылях и убытках, тыс.руб.

Показатели	Шаг расчета
	0	1	2	3	4
Выручка	0	64226	46696	35488	17272
Затраты	0	14902	15109	15742	16143
Валовая прибыль	0	49324	31587	19746	1130
налог на полезные ископаемые	0	2660	2018	1519	732
налог на имущество	0	175	156	138	119
Прибыль до выплаты налогов	0	46489	29413	18090	279
Налогооблагаемая прибыль	0	46489	29413	18090	279
Налоги и платежи из прибыли	0	7206	4559	2804	43
Чистая прибыль	0	39283	24854	15286	236

4.3 Оценка эффективности проекта

Для начала определяем норму дисконта.

Норма дисконта

(4.1)

где r - ставка рефинансирования Центрального Банка Российской Федерации 7,5%;

i - темпы инфляции;

р - поправка на риск 10%, (3-5% освоенная техника, 8-10% - увеличение объема продаж, 13-15% - новый продукт, 18-20% - исследование и инновации), так как у предприятия большой опыт кислотным гидровзрывом пласта.

Темпы инфляции составил 2% в год.

Коэффициент дисконтирования

(4.2)

где t - номер шага расчёта (t = 0,1,…,Т)

Отчет о движении денежных средств (коммерческая эффективность проекта) в таблице 4.10.

Таблица 4.10 - Отчет о движении денежных средств (коммерческая эффективность проекта), тыс.руб.

Показатели	Шаги расчета
	0	1	2	3	4
Выручка от продаж	0,0	64226,0	46696,5	35487,9	17272,4
Затраты	0,0	14901,6	15109,4	15741,6	16142,8
Налоги	0,0	10041,2	6733,5	4460,2	894,1
Сальдо потока от операционной деятельности	0,0	39283,3	24853,6	15286,1	235,6
Затраты на приобретение активов	8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Сальдо потока от инвестиционной деятельности	-8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Собственный (акционер) капитал	8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Выплаты дивидендов (25% из прибыли)	0,0	-9820,8	-6213,4	-3821,5	-58,9
Сальдо потока от финансовой деятельности	8378,9	-9820,8	-6213,4	-3821,5	-58,9
Общее сальдо потока	0,0	29462,5	18640,2	11464,6	176,7
Сальдо потока нарастающим итогом	0,0	29462,5	48102,7	59567,2	59743,9
Дисконтированные инвестиции	-8378,9	0,0	0,0	0,0	0,0

Расчет чистого дисконтированного дохода в таблице 4.11.

Таблица 4.11 - Расчет чистого дисконтированного дохода, тыс.руб.

Показатели	Шаги расчета
	0	1	2	3	4
Эффект по шагам (из последних двух строк таблицы 4.9)	-8379	29462	18640	11465	177
Дисконтированный эффект по шагам (при Е=15%)	-8379	25620	14095	7538	101
Чистый дисконтированный доход (при Е=15%)	-8379	17241	31335	38873	38974
Коэффициент дисконтирования	1,000	0,870	0,756	0,658	0,572

Дисконтированный эффект за первый год = 29462*0,870 = 25620 тыс.руб.

Дисконтированный эффект за второй год = 18640*0,756 = 14095 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход за первый год = -8379 + 25620 = 17241 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход за второй год = 17241 + 14095 = 31335 тыс.руб.

Рисунок 4.2 - Чистый дисконтированный доход за пять лет

Из анализа таблицы 4.2. следует, что чистый дисконтированный доход составляет 38974 тыс.руб.

Рассчитаем ИДД =(38974 + 8379)/ 8379 = 5,65

Рассчитаем внутреннюю норму доходности с помощью уравнения: берем два значения коэффициента дисконтирования, чтобы функция NPV=f(k) меняла свое значение с «+» на «-»

(4.3)

При A₁= 310%, NPV = 83 тыс.руб.

При A₂ = 315%, NPV = -36 тыс.руб.

Так

То проект выгоден.

По данным показателям следует, что проект эффективен.

Выводы по четвертой главе

скважина кислотный гидроразрыв нефть

Капиталовложения на проект составляют 8379 тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход составляет 38974 тыс.руб., индекс доходности дисконтированных инвестиций 5,65, внутренняя норма доходности - 313,5%, окупаемость на первом году проекта. По данным показателям следует, что проект эффективен.

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Обеспечение безопасности условий труда слесаря V разряда технологических установок ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти»

В данном разделе предусматривается организация безопасного обслуживания технологической установки ЛПДС «Пермь» ОАО «Северо-западные магистрали нефти» с целью минимизации рисков и предотвращения угроз возникновения производственного травматизма и профессиональных заболеваний.

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93% от общего объема транспортировки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти - 40,3%, нефтепродуктов - 4,3%.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но и сопровождаются загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

В связи с этим, проблемам безопасного ведения технологического процесса на установке транспортировки нефти необходимо уделять исключительное внимание. Нефть и попутный нефтяной газ характеризуются высокой взрыво- и пожароопасностью, пары нефти и попутный газ ядовиты как для человека, так и для окружающей среды. Неправильное выполнение технологических операций может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к авариям и несчастным случаям.

Кроме того, одним их вредных и наиболее опасных факторов для производственного персонала является клещевой энцефалит, поскольку условия работы протекают в лесном массиве.

Цель данного раздела - повышение контроля над технологическим процессом для обеспечения безопасности обслуживающего персонала.

Анализ условий труда

Характеристика рабочего места

Рабочее место - насосная станция, располагающаяся на трассе нефтепровода (как правило, через каждые 100-120 км магистрали).

Насосная станция предназначена для сообщения перекачиваемой нефти энергии в виде напора, которая впоследствии расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления трубопровода.

На магистральных нефтепроводах существует три разновидности нефтеперекачивающих станций:

- головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС) или НПС с резервуарным парком;

- промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС);

- конечные пункты магистрального нефтепровода.

В данной работе будет рассмотрена головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС) магистрального нефтепровода, которая служит для сбора нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание и разделение ее по сортам) и учета принятой нефти.

Головная НПС состоит из основных комплексов сооружений:

- резервуарный парк;

- подпорная насосная станция;

- основная насосная станция.

Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

- узел учета нефти;

- узел предохранительных клапанов на линии приема НПС;

- узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;

- узел регулирования давления;

- узел подключения НПС к нефтепроводу (узел приема и пуска СОД).

Технологическая схема ГНПС предусматривает следующие технологические операции:

- прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

- отбор нефти из резервуарного парка и подачи ее в нефтепровод;

- одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод.

Режим работы станции осуществляется по следующим схемам:

- перекачка через резервуарный парк;

- перекачка порезервуарно, т.е., в один резервуар нефть поступает, а из другого идет перекачка нефти;

- перекачка с подключенной емкостью, что позволяет компенсировать равномерность подключения нефти и ее откачки.

Основное назначение резервуарного парка - выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами (предшествующими объектами магистрального нефтепровода) и объектами магистрального транспорта нефти (последующими объектами магистрального нефтепровода). Резервуарный парк компенсирует дисбаланс производительности промыслов и магистралей.