Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"

На практике фактор степени аэрации не всегда учитывался, этому вопросу не уделялось должного внимания, чем объясняется ряд неудачных обработок.

Сравнение параметрической характеристики до и после кислотной обработки пенами показывает увеличение степени охвата пласта по толщине по сравнению с простыми кислотными обработками в три раза за счет особых свойств пен: малая плотность, повышенная вязкость, структурные свойства.

3.3 Термопенокислотные обработки

При сравнимых кратности обработок kr = 3,3, Pzak = 3,54 МПа, дебита нефти до обработки Q₁ = 2,3 т/сут комбинированная термопенокислотная обработка по эффективности выше пенокислотной обработки - 511,6 т на одну обработку против 410,6 т, что объясняется отмывом асфальтово - смолисто - парафиновых отложений (АСПО) В ПЗП и снятием блокировки действия органических отложений высокой температурой в зоне отложений этих веществ.

На всех площадях, где применялся этот метод, получены высокие результаты по эффективности (от 451 т до 736 т на одну обработку).

В настоящее время обработки с использованием компрессора не применяются из-за запрещения работ без дополнительных мероприятий безопасности.

3.4 Нефтекислотные обработки

Наиболее эффективным способом замедления нейтрализации соляной кислоты при обработке скважин и расширения радиуса химического воздействия на пласт нужно считать применение гидрофобных солянокислотных эмульсий.

Применение высоковязких эмульсий позволяет избирательно обрабатывать мало проницаемые участки, создаются условия для вовлечения в работу новых пропластков, ранее не подвергнутых действию кислоты. Вдобавок выше сказанному нейтрализация кислоты, входящей в состав закачиваемой в пласт эмульсии, происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты.

Закачивание вслед за кислотной эмульсией раствора соляной кислоты встречает дополнительное препятствие со стороны высоковязкой эмульсии, занявшей раздренированные каналы пласта, и воздействием чистым раствором кислоты охватываются малопроницаемые участки при повышенных давлениях.

Учитывая, что в пласте замедляется растворение карбонатных пород в соляной кислоте вследствие большого давления и накапливания продуктов реакции, при разработке составов гидрофобных эмульсий нужно обеспечить их потенциальную коллоидную неустойчивость и минимальную вязкость.

Практически всем продуктивным отложениям, а в особенности карбонатным, в той или иной степени присуща трещиноватость. Отличительной особенностью таких коллекторов является продуцирование притоков нефти как макро - и микротрещинами, так и пустотами скелета породы.

Соотношение трещинной и матричной (блоковой) проницаемости, а соответственно и продуктивностей тесно связано с условиями, в которых находится продуктивный пласт. При вскрытии коллектора скважиной тангенциальные (кольцевые) и нормальные напряжения горного давления стремятся сомкнуть или сузить проходное сечение трещин, что зачастую приводит к полному исключению трещиноватости из сферы фильтрации пластовых флюидов. В результате коллектор смешенного типа может проявлять себя как поровый.

Повышение забойного (пластового) давления, противодействующего сжимающим напряжениям, дает обратный эффект: сомкнутые микротрещины раскрываются, вследствие чего резко возрастает трещинная проводимость.

В ряде смешанных коллекторов трещинные системы содержат весьма значительные объемы пластовых флюидов.

Для временного отключения поровой части коллектора при НКО закачивается тампон из высоковязкой эмульсии, приемистость поровой части коллектора снижается, увеличение устьевого давления позволяет раскрыть микротрещины, дальнейшее нагнетание нефтекислотной эмульсии и кислоты приводит к обработке трещин, в итоге коллекторские свойства пласта резко возрастают.

3.5 Нефтепенокислотная обработка

Заметим, что при сравниваемой кратности нефтекислотных обработок с пенокислотными применение нефтепенокислотных эмульсий позволяет создавать более высокие давления закачки - 5,7 МПа против 3,32 МПа.

В условиях больших значений толщин пласта и радиуса зоны, измененной проницаемости, предпочтение следует отдавать технологическим схемам, обеспечивающим поинтервальное воздействие на породу.

В этом смысле хорошо показали себя нефтепенокислотные обработки - направленные обработки кислотной пеной с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавкой кислотной пеной большим объемом воздуха. Закачиваемая высоковязкая нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы продуктивной части пласта, что позволяет осуществить закачку пены в верхние неотработанные интервалы.

3.6 Кислотные обработки скважин с близким положением ВНК

Как показывает опыт проведения солянокислотных обработок в пластах с близким положением ВНК, как правило приводит к быстрому преждевременному или резкому обводнению продукции скважин. Например в скважину N1428 в пласт (1414-1432 м, ВНК на глубине 1433,4 м.) с близким положением ВНК закачали большой объем 18 мі солянокислотного раствора 15% концентрации, обводненность продукции, до обработки равная 26%, резко достигла 70%. Аналогично, по скважине N1443 (пласт 1333,6 - 1374 м, ВНК на глубине 1348 м, HCl - 12 мі - 15%) обводненность, равная 12%, увеличилась до 40 - 67%. И таких примеров много.

В НГДУ «Октябрьскнефть» предложена и успешно опробована на многих скважинах технология проведения кислотных обработок пластов с близким положением ВНК.

Предварительно в пласт на малой скорости закачивается вязкая жидкость - нефть смешанная с соленой водой плотностью 1,18 - 1,19 г./смі с целью заполнения наиболее проницаемых пор, потенциальных каналов обводнения, и создания буферной оторочки между прострелянной части пласта и ВНК на пути продвижения кислоты. Затем в пласт задавливается малый объем кислоты с малым объемом продавочной жидкости во избежании прорыва воды в скважину.

3.7 Поинтервальные солянокислотные обработки

Пласты заволжских слоев по коллекторским свойствам отмечаются разнородной проницаемостью и большой продуктивной мощностью, состоящей из нескольких пропластков. Кислотный раствор стремится идти по наиболее проницаемым и раздренированным путям, разъеденным в процессе предыдущих кислотных обработок. Тем самым совершается малая полезная работа действия кислоты в порах и трещинах большого диаметра. Возникает необходимость блокировки высокопроницаемых интервалов и задавливания кислоты в наименее проницаемые. В связи с этим возникает необходимость в раздельной обработке двух и более пропластков. В процессе вовлечения в эксплуатацию скважин зачастую производятся работы по приращению верхнего или нижнего пропластков турнейского яруса после чего осуществляется раздельная обработка, так как ранее вскрытые и обработанные пропластки обладают сетью раздренированных каналов и преимущественной приемистостью.

В НГДУ «Октябрьскнефть» разработано оборудование для раздельной обработки (РСКО) двух и более пропластков за один спуско-подъем инструмента.

3.8 Гипано-кислотная обработка

В НГДУ «Октябрьскнефть» была создана технология проведения гипанокислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности.

Суть метода заключается в следующем: в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСl₂), полимер (гидролизированный полиакрилонитрил - гипан) и соляная кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.

В результате анализа были сделаны следующие выводы.

При низких средних значениях дебитов Q₁ = 0,9 т/сут, высокой обводненности V₁ = 72,9% и отбора воды с начала разработки (Qв < cнр >) = 14,7 тыс. мі (удельный отбор Q'в< снр > = 1,62 тыс. мі на 1 метр вскрытой толщины пласта), когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипанокислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один скользящий год.

Отметим, что 46,2% обработок в диапазоне обводненности V₁ = 51 - 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне V₁ от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал V₁ от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по прежнему эффективны - 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за скользящий год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 - 6 лет).

Примером послужит скважина 2140, в которой гипано - кислотная обработка проводилась дважды: 1990 и в 1997 годах.

Скважина 2140 Копей - Кубовского месторождения введена в эксплуатацию 17.02.89 года с начальным дебитом 9,5 мі / сут при обводненности 55%. В процессе эксплуатации обводненность возрасла до 71%.

В процессе бурения скважиной был вскрыт турнейский ярус (глубина 1378-1421 м) представленный в интервале:

1378-1392 м известняк коричневато - серый, органогенный, нефтеносный;

1392 - 1421 м известняк светловато серый, плотный, органогенный, водоносный;

Глубина скважины 1391 м;

Интервал перфорации пласта 1379-1389 м;

Рпл - 13,76 МПа.

Таблица 4. Эффект от проведения гипано-кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода и по переходящему эффекту

Месяц, год	До обработки	После обработки	За год	Всего
	Обводненность, %	Qн, т/сут	Qж мі/сут	Обводненность, %	Qн, т/сут	Qж мі/сут
07.1990	75	3,0	13,5	67	3,6	12,6	19	19
06.1997	72	0,8	3,1	552	5,4	12,8	101	5962

На момент первой обработки скважины в 1990 году дебит нефти составлял - 3 т/сут, обводненность - 75%, дебит жидкости - 13,5 мі/сут

На момент второй обработки скважины в 1997 году дебит нефти составлял - 0,8 т/сут, обводненность - 72%, дебит жидкости - 3,1 мі/сут.

Эффект от проведения гипано - кислотной обработки по скважине 2140 с начала внедрения метода представлен в таблице 4.

4. Проектирование проведения гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта Турнейского яруса Копей-Кубовского месторождения

В связи с переходом в завершающую стадию разработки «старых» месторождений НГДУ «Октябрьскнефть», эксплуатирующих, главным образом, пласты терригенного девона, в последнее время возросла роль карбонатных коллекторов и их удельный вес в добыче нефти. На сегодняшний день карбонатный фонд превышает 60% всего эксплуатационного фонда скважин.

По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов применяются различные модификации солянокислотных обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как правило, все они делаются при обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных - не выше 50%. Количество таких скважин не превышает 40% от карбонатного фонда НГДУ.

4.1 Сущность гипано-кислотной обработки

Коагулятор насыщает высокообводненные каналы-трещины, частично и поры обводненной толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных «подушек». То же самое происходит и с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется «расклинивающий эффект». Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 - 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта).

По мере продавливания полимера наблюдается равномерный рост давления, которое при подходе раствора соляной кислоты к интервалу перфорации поднимается на 3 - 7 МПа, и снижение поглотительной способности пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно. Соляная кислота, частично проходя вслед за полимером, усиливает прочность закрытия обводненных каналов, а основной объем ее открывает новые каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты в пласт давление падает и к концу продавки в большинстве случаев составляет 3-5 МПа (на отдельных скважинах падает до нуля, и редко остается на уровне ввода в пласт полимера). В качестве коагулятора применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера - гидролизованный полиакрилонитрил (гипан).

Впервые работы по применению гипано - кислотных обработок (ГКО) начаты в 1988 году в скважинах Копей - Кубовского месторождения. Позже ГКО проводились и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов.

Применение метода показало его эффективность при обработке скважин, имеющих высокую обводненность (70 - 100%), пластовое давление ниже гидростатического и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность эффекта от ГКО значительно превышает продолжительность эффекта от кислотных обработок. Любые модификации солянокислотных обработок дают эффект, как правило, не дольше 1-2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 - 6 лет и более.

4.2 Выбор скважины для воздействия

Объектами воздействия являются скважины, эксплуатирующие карбонатные коллектора с обводненностью от 45% до 100% и отвечающие следующим условиям:

а) наличие запасов нефти в пласте в зоне действия добывающих скважин;

б) пластовое давление не выше гидростатического давления;

в) кавернозность, пористость, трещиноватость должны находиться в пределах, обеспечивающих давление нагнетания жидкости 6-12 МПа при интенсивности закачки 100-600 л/мин.

Скважинами, отвечающими перечисленным требованиям являются скважина 2134 и 2141 рассматриваемого месторождения.

Скважины 2134 и 2141 были пробурены Туймазинским УБР. Проектный горизонт - турнейский ярус. Проектная глубина 1430 м, пробуренный забой (фактический) соответственно 1438 и 1447 м.

По описанию шлама турнейского яруса (глубина 1385,2 - 1447 м) было определено, что с глубины 1385,2 - 1403 м вскрыт известняк коричневато - серый, плотный, тонкокристаллический, окремнелый;

- с глубины 1402-1407 м известняк желто - коричневато - серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;

- с глубины 1407-1411,6 м известняк серый с коричневатым оттенком, плотный, тонкокристаллический, органогенный;

- с глубины 1411-1414 м известняк желто - коричневато - серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;

- с глубины 1414-1447 м известняк светлосерый, плотный, органогенный, водоносный.

Перфорацию колонны произвели в интервале 1400-1407 м и 1411,6 - 1412 м для скважины 2134 и для скважины 2141 в интервале 1386-1395 м и 1399-1400 м. Затем провели кислотную обработку (закачали 4 мі 12% раствора соляной кислоты под давлением 12 - 15 МПа, промыли скважину, продули - после чего пошла нефть.

Скважины были введены в эксплуатацию: скважина 2134 с дебитом 15 мі/сут жидкости (или 13,2 т /сут) и обводненностью 55 - 60%. По данным исследования: Рпл = 11 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 870 м, дебит жидкости - 7 т / сут, плотность воды 1,17 г. / смі и скважина 2141 с дебитом 10 мі / сут жидкости (или 8,8т / сут) и обводненностью 45 - 55%. По данным исследования: Рпл = 9 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 985 м, дебит жидкости - 6 т/сут, плотность воды =1,17 г./смі.

Остаточные запасы на данном месторождении по пласту С1 - 1 составляют балансовые по нефти - 8220 тыс. т, извлекаемые - 825 тыс. т.

Потому как, до ввода этих скважин в эксплуатацию, залежь разрабатывалась ранее пробуренными скважинами, то планируемые для обработки скважины были введены в эксплуатацию с дебитом 10-15 мі/сут жидкости и обводненностью 45 - 60%. В дальнейшем дебиты скважин по нефти естественным процессом понижались, а обводненность увеличивалась. Для уменьшения обводненности и увеличения дебита, необходимо провести гипано - кислотную обработку. Можно предположить, что в данных скважинах после проведения мероприятия по изоляции ниже лежащего водоносного горизонта, дебит взрастет по скважине 2134 до 7,5 т/сут, а по скважине 2141 до 6,7 т/сут (по усредненным данным соседних скважин)

4.3 Технологическая схема проведения гипано-кислотной обработки

До проведения ГКО при необходимости следует провести комплекс геофизических и промысловых исследований. Размещение и обвязку наземного оборудования со скважиной следует осуществлять в соответствии с требованиями техники безопасности согласно типовому проекту организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин АНК «Башнефть» (схема расположения спецтехники при гипано-кислотной обработке приведена на рисунке 4).

Сущность технологии заключается в следующем:

1) из скважины поднимается глубинно-насосное оборудование, при необходимости делается промывка скважины до забоя. При наличии в скважине сероводорода она промывается соленой водой, обработанной ПАВ. Колонна шаблонируется. Проводятся контрольно-измерительные мероприятия: определяется статический уровень жидкости, отбивается забой;

2) в скважину спускается пакер (любого типа) на герметичных насосно-компрессорных трубах (НКТ) диаметром 73 мм. Пакер устанавливается на 10 -15 метров выше верхних дыр интервала перфорации, низ труб устанавливается на уровне нижних дыр интервала перфорации. Пакер опрессовывается на давление 10 МПа (проверка на герметичность пакера и колонны);

3) устье скважины оборудуется арматурой 1АУ-700. Допустимо использование устьевых арматур других типов (АУШГН, АНЛ и других), позволяющих произвести подвеску труб и указанную на схеме обвязку спецтехники;

4) определяется приемистость скважины на технической воде при давлении 80 атм. (давление в любом случае должно быть ниже давления гидроразрыва пласта). Объем закаченной воды составляет 2 - 3 мі;

5) в зависимости от приемистости определяется количество коагулятора и полимера. Объем соляной кислоты, как и при обычных кислотных обработках, зависит от толщины пласта;

6) последовательно в призабойную зону пласта закачиваются коагулятор, полимер и раствор соляной кислоты с буферными слоями пресной воды между ними для предотвращения смешивания реагентов до подхода их в призабойную зону.

Закачка производится по следующей схеме: нагнетательные линии агрегатов ЦА - 320 м обвязаны с устьевой арматурой через обратные клапана (7) и пробковые краны (6). В бункеры агрегатов ЦА - 320 м (12) заливаются технологические материалы в расчетных объемах. Для транспортировки используют автоцистерны АЦН - 7,5 и другие. Всасывающая линия ЦА - 320 м (9) обвязана с кислотовозом Азинмаш - 30 (11), а всасывающая линия ЦА - 320 м (12) обвязана с емкостью (13), оборудованной мерной линейкой. Можно использовать емкость без мерной линейки, но она в этом случае заполняется расчетным объемом продавочной жидкости. После подготовки обвязки спецтехники и проведения ее гидравлического испытания полуторократным ожидаемым рабочим давлением (согласно п. 3.11.1. ПБНП) открываются пробковые краны (6) и осуществляется закачка расчетных объемов технологических материалов в соответствующей последовательности (таблица 5).

Во время ввода коагулятора и полимера в пласт производительность насосных агрегатов должна обеспечить давление нагнетания на 20-25% меньше давления гидроразрыва пласта (12 МПа);

7) по окончании продавки закрываются пробковые краны (5), и скважина оставляется в покое для коагуляции изолирующей смеси и продолжения химической реакции раствора соляной кислоты с горной породой пласта на 12 - 16 часов;

8) затем производится снятие пакера и промывка скважины обратной циркуляцией в объеме не менее 0,5 объемов скважины через желобную систему с сетками на перегородках (размер ячеек сеток 1,5 - 2 мм). При падении давления при промывке скважины до нуля промывку следует осуществить жидкостью с плотностью менее 1000 кг / мі. Поднимается пакер, спускается глубинно - насосное оборудование, вызывается приток, НКТ и насос опрессовываются (НКТ и насос герметичны если давление в 3 МПа не снижается в течении 30 мин) и скважина пускается в работу.

Таблица 5. Технологические материалы

Вид технологического материала	ГОСТ, ТУ	Назначение	Ориетир. расход, мі	Пл - ть г / смі	Номер закачив. агрегата
Раствор хлористого кальция или вода пластовая девонская	ТУ6 - 09 -5077 - 83	Коагулятор	30 6,0	1,032 1,19	9
Пресная вода	ГОСТ 2874 - 82	Буферная подушка	0,15	1,0	10
Гидролизованное полиакрилнитрил: гипан 1, (10 - 17%) или гивпан, (10 - 17%)	ТУ6 - 01 - 166 - 74 с изм №1 ТУ49560 - 04 - 02 - 90	Полимер	2,0 2,0	1,065 - 1,12 1,12	10 10
Пресная вода	ГОСТ 2874 - 82	Буферная жидкость	0,2	1,0	10
Соляная кислота, ингибированная, марка а, 15% или кислота соляная техническая, синтетическая или кислота соляная из абгазов и др.	ТУ39 - 05765670 - ОП - 212 - 95	Рабочий агент для упрочнения изолирующей смеси и создания новых каналов притока нефти	3 - 6	1,09	9
Вода пластовая		Продавочная жидкость	1,5 объема НКТ	1,12 1,19	9

4.4 Подбор технологических жидкостей

Для начала подбирается полимер:

1) гипан - 1: гидролизованный полиакрилонитрил (соотношение ПАН и NaOH -1: 1), концентрация 10 - 17%. Изготовляется по ТУ6 - 01 - 166 - 74 с изменением N1 от 25.10.1979 г.;

2) гивпан: гидролизованное полиакрилнитрильное волокно, концентрация 10 -15%. Изготавливается по ТУ49560 - 04 - 02 - 90.

Оба полимера водорастворимые, цвет от светло-желтого до темно-коричневого. С понижением температуры полимер густеет и при минус 5 - 10°C теряет текучесть. При замерзании вода отстаивается от полимера. По этой причине работы по обработке скважин носят сезонный характер (май - октябрь). РН раствора составляет 12 - 14. Транспортируется автоцистернами общего назначения (АЦН - 8, АЦН - 7,5, по ТУ - 26 - 16 - 32 - 77) предварительно зачищенных от других химических продуктов и пластовой воды.

Полимер при контакте с жидкостями, в которых содержатся ионы поливалентных металлов (кальция, магния, железа и других) коагулирует с выделением плотных сгустков и нитей полимера. Поэтому контакт раствора гипана (гивпана) с пластовой водой приводит к коагуляции и образованию осадка. На контакте полимера с раствором соляной кислоты происходит осаждение его, то есть выделение ПАН при этом происходит в виде сплошной связанной массы.

Объем полимера при ГКО выбирается в зависимости от объемов каналов притока воды. Об объемах каналов притока воды косвенно можно судить по суточному дебиту скважины и обводненности продукции, а также по пористости горизонта, намечаемого для ГКО. Приемистость обрабатываемых горизонтов не всегда находится в прямопропорциональной зависимости от дебита скважины. По этой причине при определении потребного объема полимера приняты следующие условия:

а) при принятии решения об обработке какого-либо горизонта уточняют его суточный дебит (общий и по воде). При этом в плане работ объем полимера ориентировочно принимается в пределах 0,3 - 0,5 от суточного дебита по воде.

В данном случае: по скважине 2134 суточный дебит по нефти 1,5 т/сут, по жидкости 7 т/сут (по воде: 7 - 1,5 = 5,5 т/сут (или 5,1 мі/сут);

5,1 * 0,5 = 2,5 мі (предполагаемый объем полимера).

По скважине 2141 суточный дебит по нефти 1,1 т/сут, по жидкости 6 т/сут (по воде: 6 - 1,1 = 4,9 т/сут (или 5,2 мі/сут);

5,2 * 0,5 = 2,6 мі (предполагаемый объем полимера);

б) в процессе подготовительных работ определяется приемистость горизонта, объем полимера (16%) корректируется и принимается равным:

1) при приемистости горизонта (при давлении 8 МПа) до 100 л/мин 1 - 1,5 м³;

2) от 100 до 150 л/мин 1,5 - 2,0 мі;

3) от 150 до 200 л/мин 2,0 - 3,0 мі;

4) от 200 до 300 л/мин 3,0 - 4,5 мі; 5) от 300 до 400 л/мин 4,5 - 6,0 мі.

При меньшей концентрации полимера вносится соответствующая поправка на его объем.

Приемистость определена: по скважине 2134 - пласт принимает 6 м і за 16 мин при Р = 8 МПа, т.е. 375 л / мин; а по скважине 2141 - пласт принимает 6 мі за 20 мин при Р = 8 МПА, т.е. 300 л / мин.

В соответствии с технологическими условиями при приемистости от 300 до 400 л/мин объем полимера будет составлять 4,5 - 6,0 мі. Учитывая то, что для обработки данных скважин берется гипан 17%, объем полимера соответственно уменьшится и составит примерно от 3,0 до 4,5 мі.

Подбираем коагулятор:

а) раствор кальция хлористого (хлорид кальция двух водный), технического, плавленного (» чешуйки» по ГОСТ 450 - 70 или порошкообразный по ТУ6 -09 - 5077 - 83, сорт 1 или 2);

б) вода пластовая соленая с девонских отложений, плотность 1,19 г./смі.

Концентрация коагулятора зависит от приемистости обрабатываемого горизонта и ориентировочно составляет (таблица 6):

Таблица 6. Концентрация коагулятора

№№ п / п	Приемистость, л / мин	Концентрация коагулятора, %	Плотность, г / смі
1	350	20	1,178
2	400	22	1,198
3	500	23	1,201
4	600	30	1,280
5	800	32	1,300

Объем коагулятора принимается в 1,5-2,0 раза выше объема полимера, так как его вязкость значительно ниже вязкости полимера и при вводе его в обрабатываемый горизонт он будет не только заполнять трещины и каналы, но и входить в поры пласта.

Из приведенных в таблице 6 данных видно, что при приемистости обрабатываемого горизонта до 400 л / мин (500 мі / сут или 0,0058 мі / с) плотность коагулятора должна быть до 1,198 г/смі, для этих целей используется пластовая вода с плотностью 1,19 г/см і.

При приемистости 400-800 л / мин должен применятся раствор хлористого кальция соответствующей плотности.

Практически большинство обрабатываемых скважин имели суточные дебиты от 2 т / сут до 10 т / сут с обводненностью 50 - 98%. Их приемистость не превышала 400 л / мин. Следовательно, вполне оправдано применение в качестве коагулятора пластовой воды с плотностью 1,19 г/смі. При этом объем коагулятора принимается выше, превышая объем полимера в 2-3 раза.

Вышеуказанные материалы транспортируются в автоцистернах общего назначения (АЦН - 8, АЦН - 7,5 по ТУ 26 - 16 - 32 - 77).

Кислота соляная, применяется разных видов:

а) кислота соляная ингибированная по ТУ 39 - 05765670 - ОП - 212 - 95 марка А или марка Б;

б) кислота соляная техническая, синтетическая;

в) кислота соляная из абгазов;

г) другие.

Для обработок применяется раствор соляной кислоты 12 - 15% концентрации. Плотность 1,06 - 1,073 г. / смі. Массовая доля железа менее 0,03%. Скорость коррозии стали (Ст-3) в соляной кислоте 25% менее 0,2 г / (мІ * ч). Массовая доля мути после ингибирования менее 0,2%.

Объем солянокислого раствора принимается из расчета 0,5-0,7 мі на 1 метр вскрытой продуктивной толщи пласта. От увеличения объема солянокислотного раствора до 1,5 - 2,0 мі на 1 метр интервала перфорации, произведенного по отдельным скважинам, положительного эффекта не наблюдалось. Транспортировка соляной кислоты производится агрегатами Азинмаш - 30 А по ТУ 26 - 16 - 52 - 77.

Рассчитаем объем соляной кислоты для проектируемых скважин:

cкважина 2134 - толщина пласта 13,0 м;

13,0 * 0,5 = 6,5 мі 15% соляной кислоты;

скважина 2141 - толщина пласта 14 м;

14,0 * 0,5 = 7 мі 15% соляной кислоты;

На практике для быстроты расчетов при определении количества соляной кислоты при приготовлении 1 мі раствора различной концентрации пользуются таблицей 7.

Таблица 7. Количество технической соляной кислоты и воды, необходимых для приготовления 1 мі раствора различной концентрации

Расчетная концентрация кислотного раствора, %	Исходная концентрация технической соляной кислоты, %
	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
12	Кол - во кислоты	750	705	670	635	600	570	546	520	500	480	462	444
	Кол - во воды	250	295	330	365	400	430	454	480	500	520	538	556
15	Кол - во кислоты	935	885	835	790	750	715	685	625	625	600	575	556
	Кол - во воды	65	115	165	210	250	285	315	348	375	400	425	444

Количество ингибитора добавляемого в соляную кислоту находят по формуле 4.1

Q = (71 * b х W) / A - к (4.1)

где b - добавка ингибитора марки М - Н 1%;

W - объем кислотного раствора в мі;

к - концентрация солянокислотного раствора в %;

А - числовой коэффициент, равный 218.

Скважина 2134:

Q = (71 * 1 * 6,5) / 218 - 15 = 2,2 мі.

Скважина 2141:

Q = (71 * 1 * 7,0) / 218 - 15 = 2,4 мі.

4.5 Порядок проведения работ

Порядок проведения работ следующий:

а) разрядить скважину, заполнить технической водой в объеме от 3 до 5 мі;

б) поднять подземное оборудование с ревизией НКТ;

в) спустить 2,5» НКТ с шаблоном Д 118 мм, промыть скважину водой с ПАВ с допуском до забоя. Поднять НКТ;

г) произвести гипанокислотную обработку в следующей последовательности:

1) пакер установить на глубине 1376-1390 м, скошенный конец на глубине 1400-1412 м. Определить приемистость.

2) закачать в НКТ последовательно:

- пресную воду 0,3 мі;

- хлористый кальций 4 мі;

- пресную воду 0,5 мі;

- гипан 2,5 - 3 мі;

- пресную воду 0,5 мі;

- соляную кислоту 15% концентрации 6,5 - 7 мі;

д) продавить реагенты в пласт водой в объеме от 6 до 7 мі при давлении не больше 10-12 МПа. Реагирование под давлением 36 часов;

е) разрядить скважину, сорвать пакер, промыть до забоя водой в объеме 36 мі обратной циркуляцией. Поднять НКТ;

ж) поднять НКТ с пакером, спустить подземное оборудование в прежней компановке;

з) оборудовать устье, снять динамограмму, вызвать подачу, опресовать СУСГ на 3 МПа и сдать скважину ЦДНГ.

Планируемый эффект от проведения гипанокислотной обработки в зависимости от обводненности приведем в таблице 8.

Таблица 8. Планируемый эффект от проведения гипанокислотной обработки

№№ скважин	Обводненность, %	Дебит до обработки, т/сут	Планируемый дебит после обработки, т/сут	Планируемая дополнительная добыча т/сут
2134	55	1,5	7,5	2074,4
2141	70	1,1	6,7	1937,4

4.6 Причины неудачных ГКО

Основные причины вытекают из следующих закономерностей:

1) этот метод заключается в закрытии каналов поступления продукции пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта раствором соляной кислоты. Процесс обработки пласта неуправляем. в связи с этим возникают самопроизвольные варианты:

Вариант №1.

Раствор соляной кислоты, вводимый в пласт под давлением, создает новые каналы в нефтяной толще пласта. В скважину поступает безводная нефть. При этом полимер надежно закрыл старые каналы поступления воды, так как размеры каналов соответствуют условиям обеспечения достаточной прочности полимера, чтобы он не был разрушен пластовым давлением.

Этот вариант обеспечивает возможность длительной эксплуатации скважины с значительной добавкой дебита по нефти и с снижением обводненности.

Вариант №2.

Все перечисленное в варианте №1, но за счет не регулируемого последующего заводнения пласта для поддержания пластового давления обрабатываемая скважина оказалась в зоне высокого пластового давления. Прочности полимера оказалось не достаточно, он разрушается и выходит из перекрытых каналов поступления воды - скважина резко обводняется.

Вариант №3.

Все перечисленное в вариантах №1 и №2, правильно подобраны объемы ингредиентов, технология работ выдержана, но производилась обработка скважины с высоким пластовым давлением. При пуске скважины в эксплуатацию полимер будет вытолкнут из каналов поступления воды, и скважина обводнится. При этом возможно снижение дебита по нефти, рост обводненности. Следовательно скважины с высоким пластовым давлением не подходят для обработки.

Вариант №4.

Все перечисленное в варианте №1, однако раствор соляной кислоты создал новые каналы в обводненной толще пласта. Скважина после обработки не даст прибавки нефти, обводненность возрастет.

Вариант №5.

Очень высокая трещиноватость, наличие каверн в пласте. Каналы поступления воды имеют размеры, при которых удельное давление на полимер от пластового давления превышает его прочность. Он будет разрушен и скважина вновь обводнится.

Вариант №6.

Все перечисленное в варианте №5, за счет каверн в пласте невозможно правильно определить объем полимера. При больших объемах каверн закрыть каналы поступления воды не удастся, а если объем полимера принять в 3-5 раз больше - не будет окупаемости работ из-за высокой его стоимости;

2) к основным причинам неудачных обработок (ГКО) относятся неправильный подбор скважин из-за отсутствия по скважинам данных или не точные данные, которые приводят к ошибочным решениям при принятии скважины к обработке.

К ним относятся:

- текущий дебит скважины;

- обводненность продукции;

- пластовое давление;

- превышение пластового давления над гидростатическим в процессе эксплуатации скважины;

- остаточная нефтенасыщенность пласта (первоначальные запасы, отбор);

3) ошибки при определении приемистости скважины за счет:

- точности манометра;

- неточного замера объема жидкости;

- закачки объема жидкости, не достаточного для стабилизации закачки;

- неточности отсчета времени;

- другие;

4) организационные причины:

- использование автоцистерн для транспортировки ингредиентов, не очищенных от другой химической продукции;

- разбавление полимера при наборе в автоцистерну за счет:

1) наличия «мертвого» остатка в автоцистерне;

2) не прокаченного насоса;

3) подогрева полимера в емкости открытым паром;

4) другие причины;

- отступление от технологической схемы закачки ингредиентов в процессе обработки скважины;

- закачка повышенных объемов «подушек» пресной воды;

- высокая производительность насосов при вводе полимера в пласт, приводящая к повышению давления закачки до уровня давления гидроразрыва пласта;

5) ошибки в выборе объемов полимера и коагулятора из-за неправильного определения приемистости скважины.

Причины неудачных гипано-кислотных обработок на конкретных скважинах:

1) на скважинах №№1046 м, 937 ккб, 342 срф, 768 ст, 2096 ккб, коагулятор и полимер вводились в пласт при давлениях близких, а порой и выше, давления гидроразрыва пласта из-за вероятного отсутствия трещиноватости. Раствор соляной кислоты вводился в пласт при таком же давлении в обводненной зоне пласта. Указанные скважины не подходят для ГКО;

2) по скважинам №№39 ккб, 2075 ккб, 30 сан принят недостаточный объем коагулятора;

3) по скважинам №№1266 птп, 888 м, 2277 аб каналы притока воды закрылись, а при воздействии на пласт кислотой открылись новые каналы в водяной части пласта;

4) по скважинам №№2072 ккб, 2143 ккб, 1962 ст, 1953 ст, 1891 ст, 2144 ккб обработки были удачными, но скважины вновь обводнились из-за несоответствия прочности полимера возросшему пластовому давлению;

5) по скважинам №№1161 м, 909 ккб приняты недостаточные объемы гипана и коагулятора;

6) скважина №967 м для ГКО не подходит из-за наличия расширенных кислотой каналов и каверн при предыдущих обработках, для их закрытия требуются другие материалы;

7) по скважине №859 м - старые каналы закрылись, но открылись новые с худшими характеристиками.

5. Экономическая эффективность проекта

5.1 Технико-экономическая характеристика НГДУ «Октябрьскнефть»

Копей-Кубовское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении годовая добыча нефти.

Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет ввода в эксплуатацию новых скважин, как добывающих, так и нагнетательных, проведение обработки призабойной зоны пласта и различных методов повышения нефтеотдачи.

Анализируя динамику технико-экономических показателей (таблица 9) видим, что такие показатели, как закачка воды, средний дебит по нефти, имеют тенденцию к снижению. А выработка на одного работающего промышленно производственного персонала (ППП) несколько увеличивается. Это объясняется тем, что добыча нефти снижается медленнее, чем численность ППП. Снижение добычи нефти объясняется вступлением основных месторождений в завершающую стадию разработки, изношенностью оборудования, большой зависимостью процесса добычи от механических процессов. Наблюдается увеличение обводненности продукции, которая в 2000 году увеличилось на 2% по отношению к 1998 году.

Для более полного обзора деятельности НГДУ «Октябрьскнефть» приведем его организационную структуру (рисунок 5).

Во главе НГДУ находится начальник, который руководит всей деятельностью предприятия на основе единоначалия.

Первый заместитель начальника - главный инженер, осуществляет производственно - техническое руководство коллективом и наравне с директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия.

В ведение главного инженера находится:

а) технический отдел - главной задачей которого, является определение рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, внедрение новой техники и передовой технологии;

Таблица 9. Динамика технико-экономических показателей

Показатели	Годы	Отклонение в 2000 к 1998 г., %
	1998	1999	2000
Добыча нефти, тыс. т	943,3	916,0	875,6	- 7,17
Товарная продукция, тыс. т	934,4	906,0	864,6	-7,45
Закачка воды, тыс. мі	2814,0	2555,9	2500,1	-11,15
Ввод в эксплуатацию новых скважин, шт.	8	24	12	+50
Выработка на одного рабочего ППП в стоимостном выражении, тыс. руб./челов.	120481,14	1422259	165874,5	+37,6
Удельная численность работающих на 1 скв. действующего фонда, чел./скв	1,500	1,492	1,480	-1,3
Средняя заработная плата одного работника ППП тыс. руб.	1277,10	1577,21	1969,93	+54,25
Численность ППП, чел.	1921	1889	1871	-2,6
Коэффициент эксплуатации скважин	0,951	0,952	0,954	+1,003
Средний дебит по нефти, т/сут.	2,1	2,3	1,9	-9,5
Обводненность продукции, %	78,1	78,7	79,7	+2,04
Фондоотдача, руб.	25,0	26,7	28,5	+14

б) служба главного механика - осуществляет руководство механоремонтной службой НГДУ;

в) служба главного энергетика - занимается обеспечением надежной и без опасной эксплуатации теплоэнергетических установок, внедрением новых более надежных экономических электроприводов и схем электроснабжения;

г) служба по охране труда и техники безопасности - главной задачей является, организация работ по созданию безопасных и здоровых условий труда.

Геологический отдел подчиняется главному геологу. Отдел занимается детальным изучением месторождения, осуществляет учет движения запасов нефти и газа, доразведку отдельных площадей, внедрением технологических схем и проектов разработки, изыскание путей интенсификации разработки.

Планово - экономический отдел подчиняется главному экономисту НГДУ. Главной задачей отдела является организация работы управления, анализ работы предприятия, выявление путей повышения эффективности производства.

Отдел труда и заработной платы занимается совершенствованием организации труда и управления производством, внедрением прогрессивных форм и системы зарплаты, материального стимулирования в целях дальнейшего роста производительности труда.

Отдел материально - технического снабжения подчиняется заместителю начальника НГДУ по общим вопросам. Главная задача - обеспечение подразделений НГДУ всеми видами материалов.

5.2 Экономическая эффективность предлагаемого метода

Обработка призабойной зоны пласта по технологии ГКО, являющимся одним из методов интенсификации добычи нефти, получила применение на месторождениях НГДУ «Октябрьскнефть». В результате обработки ПЗП этим нововнедряемым методом, происходит снижение водо- и увеличение нефтепроницаемости коллектора, вследствие чего растет добыча нефти и улучшаются технико-экономические показатели.

Приведем экономическое обоснование эффективности применения метода ОПЗ пласта по технологии ГКО для отложений Копей - Кубовского месторождения на двух планируемых скважинах.

Дополнительную добычу нефти (?Б) от проведения мероприятия можно определить по формуле

? А = (q2 - q1) * 365 * КЭ - ? АР (5.1)

где q2, q1 - среднесуточный дебит по скважине или группе скважин по нефти до и после внедрения новой техники, т / сут; КЭ - коэффициент эксплуатации скважины; ? АР - потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т; 365 - число дней в году.

Для скважины 2134:

? АР = 97 / 24 * 1,5 = 6,06 т;

? А = (7,5 - 1,5) * 365 * 0,95 - 6,06 = 2074,5 т.

Для скважины 2141:

? АР = 99 / 24 * 1,1 = 4,5 т;

? А = (6,7 - 1,1) * 365 * 0,95 - 4,5 = 1937,3 т.

Итого, дополнительная добыча по двум скважинам составила:

? А = 4011,8 т. нефти.

Результаты расчетов занесены в таблицу 10.

Таблица 10. Предполагаемые результаты от применения ГКО

Номер скважины	Дебит до обработки, т/сут (факт)	Дебит после обработки, т/сут (план)	Прирост т/сут.	Плановая дополнительная добыча нефти, т
2134	1,5	7,5	6,0	2074,5
2141	1,1	6,7	5,6	1937,3
Всего	2,6	14,2	11,6	4011,8

Для расчета затрат по статье расходы на содержание и эксплуатацию оборудования связанного с КРС составляем наряд и смету (таблица 11).

Таблица 11. Наряд на капитальный ремонт скважины

Наименование работ	Объем работ, ч	Норма времени, ч	Необходимая техника	Количество единиц	Фактическое время, ч
Переезд на скважину, рейс х км	8 х 8	8	Т -170	1	8
ПЗР в начале и в конце вахт	7	2,5			2,5
Монтаж, демонтах А - 50		4,2			6
Спуско - подъемные операции, операций		13,3	А - 50	1	12,5
Заворот - отворот 4 якорей		4,28	АЗА	1	4
Промывка скважины; определение приемистости, опер.	2; 2	5,52	ЦА - 320	1	4
Закачка ГКО; продавка водой, операций	4; 4	39	ЦА - 320		39
Разборка, сборка, спуск УШГН					8
Заключительные работы					3
Вспомогательные непроизводственные работы					10
Итого: время ремонта факт.					97

Калькуляция на проведение гипанокислотной обработки.

В состав бригады КРС входят:

бурильщик 6 разряда, тарифная ставка - 21,9 руб.;

помощник бурильщика 4 разряда, тарифная ставка - 18,4 руб.;

мастер, тарифная ставка 31,9 руб.

Согласно наряд - заказу на производство ГКО затрачено 97 часов.

Заработная плата бригады составит:

21.9 * 97 = 2124,3 руб.;

18,4 * 97 = 1784,8 руб.;

31,9 * 97 = 3094,3 руб.

Итого, заработная плата бригады составит: 7003,4 руб.

Премия 80%, следовательно 7003,4 * 80% = 5602,7 руб.;

7003,4 + 5602,7 = 12606,1 руб.

Уральский коэффициент - 15%,

12606,1 * 15% = 1890,9 руб.;

12606,1 + 1890,9 = 14497,0 руб.

Отчисления 38,5%,

14497,0 * 38,5% = 5581,3 руб.

Амортизация: факт за 97 часов - 20812 руб.;

норма - часы - 40,7 час;

на 1 норма - час - 511,3 руб. / час;

97,0 * 511,3 = 49596 руб. / час.

Технологические материалы:

гипан 2,5 тн * 6409 = 16022,5 руб.;

кислота HCl 3,6 тн * 203 руб. = 730,8 руб.;

CaCl 3,2 тн * 285,5 = 827,2 руб.

Итого, технологических материалов на сумму: 17580.5 руб.

Вспомогательные материалы:

факт - 1543,2 руб. / час;

норма - часы - 40,88 час;

норма - час - 37,8 руб. / час;

97 * 37,8 = 3666,6 руб.

Транспорт:

А - 50 - 97 час * 160 руб. = 15520 руб.;

АЗА - 8 час * 160 руб. = 1280 руб.;

ЦА - 320 - 94 час * 160 руб. = 3840 руб.;

4 ЦР - 49 час * 138 руб. = 6762 руб.;

Т - 170 (бульдозер) - 8 час * 146,5 = 1172 руб.;

ППУ - 4 час * 146,5 руб. = 586 руб.;

Кислотовоз - 6 час * 160 руб. = 960 руб.;

АПШ - 6 час * 160 руб. = 960 руб.

Итого. расходы по транспорту составят: 31080 руб.

Перевозка вахты: Урал - 49 час * 181 руб. = 8869 руб.

Итого: сумма всех расходов составляет 130800.4 руб.

Цеховые расходы - 15,2%.

130800,4 * 15,2% = 19881,66 руб.

Для наглядности результаты всех расчетов сведем в таблицу 12.

Таблица 12. Смета затрат на проведение ГКО

Наименование затрат	Цена, руб.	Количество, час	Сумма, руб.
Время нормативное		97
Зар.плата бригады основная и дополнительная, руб. - тариф, бурильщика 6 разряда	21,9		2124,3
- тариф, помбурильщика 4 разряда	18,4		1784,8
- тариф, мастер	31,9		3094,3
Районный коэффициент, %	15		1890,9
Размер премии, %	80		5602,7
Отчисления на соц. нужды, %	38,5		5581,3
Амортизация - затраты, руб./час	511,3
Итого:		97	49596
Основные и вспомогательные материалы: а) вспомогательные материалы Затраты на 1 нормо - час	37,8
Итого		97	3666,6
б) основные материалы. ГК
Всего:		40	17580.5
Cпецтехника: - подъемник А - 50, час	160	97	15520
- АЗА, час	160	8	1280
- Т - 170 (бульдозер), час.	146,5	8	1172
- ЦА - 320	160	94	3840
- 4 ЦР	138	49	6762
- ППУ	146,5	4	586
- Кислотовоз	160	6	960
- АПШ	160	6	960
Итого			31080
Перевозка вахты: Урал	181	49	8869
Итого: прямых затрат			130800,4
Цеховые расходы, %		15,2	19881,66
Всего (на 1 ремонт):			150682
на 2 ремонта			301364,12

5.3 Расчет себестоимости планируемого мероприятия по обработке пласта по модернизированной технологии (ГКО)

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятия определяется на основе фактических данных нефтегазодобывающего предприятия в базовом периоде. Изменение себестоимости после внедрения определяется в зависимости от предлагаемого организационно технического мероприятия и его влияния на отдельные статьи затрат. Предлагаемые мероприятия могут оказывать влияние на все или на отдельные статьи затрат. Поэтому методику расчета изменения затрат рассмотрим по всем статьям калькуляции добычи нефти.

Расходы на энергию по извлечению нефти. При механизированном способе эксплуатации скважин затраты на энергию определяются по формуле

? Зэ = ? А * Сэу (5.2)

где ? А - дополнительная добыча нефти, тыс. т;

Сэу - удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти» руб./ т;

? Зэ = 4011,8 * 57,9 = 232283 руб./ т.

В случае увеличения объема закачки воды, обусловленном дополнительной добычей нефти, при неизменных мощностях дополнительные затраты по искусственному воздействию на пласт (Зив) определяются по формуле

? Зив = ? А * Си (5.3)

где Си - удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт», руб. / т.

? Зив = 4011,8 * 60,0 = 240708 руб. / т.

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа и технологической подготовке нефти и газа пересчитываются аналогично расходам по искусственному воздействию на пласт по соответствующим статьям.

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа:

? Зст = 4011,8 * 14,7 = 58973,5 руб. / т.

Расходы по технологической подготовке нефти и газа:

? Зтп = 4011,8 * 30,0 = 120354 руб. / т.

Общепроизводственные и прочие производственные расходы, в том числе отчисления на ВМСБ также по соответствующим статьям:

? Зпр = 4011,8 * 41,3 = 165687 руб. / т.

Плата за недра:

? Зн = 4011,8 * 17,8 = 7141 руб. / т.

Составим статьи затрат на проведение ГКО пласта (таблица 13).

Экономический эффект мероприятия НТП за расчетный период рассчитывается по формуле

Эт = Рт - Зт (5.4)

где Эт - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Рт - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

Зт - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия НТП за расчетный период.

Стоимостная оценка результатов за расчетный период определяется

Рт = ? Q * Цн (5.5)

где Цн - цена нефти - 2,25 тыс. руб.

Рт = 4011,8 * 2250 = 9026,550 руб.

Таблица 13. Статьи затрат до и после проведения мероприятия ГКО

Статьи затрат	До внедрения, тыс. руб.	После внедрения, тыс. руб.	Изменения затрат, тыс. руб.
Расход на энергию по извлечению нефти, руб. / т	56676	56908,3	232,28
Расход по искусственному воздействию на пласт, руб. / т	58797	59037,7	240,7
Основная з / плата производственных рабочих, руб. / т	6325	6325
Отчисленияна соц. страхование, руб. / т	2395	2395
Амортизация скважин, руб.	29002,5	29002,5
Расходы по сбору и транспортировке нефти, руб. / т	14274	14332,9	58,9
Расходы по технологической подготовке нефти, руб. / т	29349	29469,4	120,4
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, руб./т,	55752	56053,4	301,4
Цеховые расходы, руб.	63462,5	63462,5
Общепроизводственные расходы, руб.	60287,5	60287,5
Прочие производственные расходы, руб. / т	69759	70045,4	286,4
в т.ч. отчисления на ВМСБ, руб./т	41496	41661,7	165,7
Плата за недра	20783	20790,1	7,11
Итого, руб./т	508358,5	509771,4	1412,9
Добыча нефти, т.т	875,46	879,47	+4,012
Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб. / т	580,67	579,63	-1,04

По калькуляции себестоимость добычи нефти, стоимостная оценка затрат составила 1412,9 тыс. руб.;

Эт = 9026,5 - 1412,9 = 7613,6 тыс. руб.

Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия определяется по формуле

Пт = Эт - Нт (5.6)

где Нт - налог на прибыль.

Нт = (Эт * Нс) / 100 (5.7)

где Нс - нолог на добавочную стоимость.

Нт = (7613.6 * 35) / 100 = 2664,7;

Пт = 7613,6 - 2664,7 = 4948,9 тыс. руб.

Изменение производительности труда в результате внедрения новой техники и организационно - технических мероприятий определяются по формуле

П = Q / Р (5.8)

где Q - добыча нефти;

Р - численность рабочих, чел.

Пдо = 875,6 / 1871 = 467,9 т / чел.;

Ппосле = 879,47/ 1871 = 470,5 т / чел.

Результаты расчетов сведем в таблицу 14.

Таблица 14. Эффективность от внедрения гипано-кислотной обработки

Показатель	до внедрения	после внедрения	Отклонение
			абсолютн.	%
Объем добычи нефти, тыс. т	875,60	879,50	4,01	0,5
Среднесуточный дебит скважин, т / сут	1,30	7,10	5,87	36,8
Себестоимость 1 тонны нефти, руб. / т	580,67	579,63	1,04	1,1
Стоимостная оценка результатов, тыс. руб.	-	9026,50	-	-
Стоимостная оценка затрат, тыс. руб.	-	1412,90	-	-
Экономический эффект, тыс. руб.	-	7613,60	-	-
Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	-	4948,90	-	-
Производительность труда, т / чел. или руб. / чел.	467,98	470,08	2, 10	0,6

В результате проведения экономического обоснования эффективности применения метода ОПЗ пласта по технологии ГКО, мы получили следующие показатели: технологический эффект составил 4,01 тыс. т; экономический эффект - 7613,6 тыс. руб.; после ГКО себестоимость снизилась на 1,04 руб./т. Таким образом данный метод интенсификации добычи нефти является эффективным.

Заключение

В данном проекте на основе геолого-промыслового материала проведен анализ состояния разработки Копей-Кубовского месторождения с применением гипано-кислотной обработки для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с повышенной обводненностью. Объектом анализа являются залежи турнейсгого яруса.

В НГДУ «Октябрьскнефть» была создана технология проведения гипано - кислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности.