|
|
|
|
Диплом: Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи
Выводы
Эффективность ГНКТ в четыре раза превосходит эффективность КРС.
Сравнение двух вариантов операции по удалению парафиновых пробок показывает, что
ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение проблемы по сравнению с
традиционным станком КРС. Более высокая стоимость услуг ГНКТ за одну
операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть загружен работой на полную
мощность.
Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок предполагает
более интенсивный оборот финансовых средств и большее количество выполняемых
ремонтов. Важнейшее условие - тщательный предварительный отбор скважин-
кандидатов. Скважина-кандидат для подобного рода операций должна
соответствовать следующим критериям:
· Скважина может возобновить добычу сразу после удаления пробки;
· Достаточно высокий дебит, чтобы «Заказчик» согласился понести затраты;
· Нехватка или отсутствие бригад КРС на данном месторождении;
· Потенциальная проблема контроля скважины;
· Промывка ствола является частью программы ремонта скважины (см. ниже);
· Очистка эксплуатационной НКТ от накипи;
· Ловильные работы;
· Кислотная обработка или промывка при повреждении пласта;
· Закачка азота для вызова притока.
Следует иметь в виду систему работы управления по КРС. На Вынгапуровском
месторождении развернуто 19 бригад КРС. Если количество ремонтов, выполненных
за месяц, будет ниже планового, то бригады КРС не получат премиальной
надбавки, что существенно сказывается на их зарплате. Плановый объем КРС
установлен как 19 х 1,23 = 23 ремонта.
Для повышения эффективности ремонтов в качестве альтернативы можно
использовать комплекс ГНКТ, который передвигался бы на скважины и
подготавливал их до развертывания установки КРС. В среднем 10 работ ГНКТ в
месяц могли бы сэкономить около 70 ремонто-дней КРС (или 1 680 рем-часов),
что равняется экономии в 75 600 долларов США (или 2,5 дополнительных ремонта
ГНКТ или 7,5 ремонтов КРС в месяц). Это позволило бы не только увеличить
эффективность 1 бригады КРС с 1,23 до 1,62 ремонтов в месяц или на 32%, но
также увеличить прирост добычи как результат большего количества скважин,
запущенных в эксплуатацию или подготовленных для гидроразрыва пласта.
Возможность увеличения времени операций КРС является весьма привлекательной
выгодой для «Заказчика».
Промывка стволов скважин
На Вынгапуровском м/р выполнялось два вида промывки:
· Промывка механических примесей в забое водонагнетательных скважин;
· Промывка проппанта после проведения ГРП.
Среднее время на выполнение работ ГНКТ – 2 или 3 дня в зависимости от длины
интервала, подлежащего очистке. В случаях, когда на данном кусте скважин
отсутствует станок КРС, бригаде КРС потребуется 18-21 день на проведение
одного ремонта.
Средняя цена услуг ГНКТ («Шлюмберже») = 30 000 долл. США
Средняя цена услуг КРС (ОАО «ННГ») = 19 500 долл. США
Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимостью смены
эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку внутри
эксплуатационной колонны.
Промывка водонагнетательных скважин
Основные стимулы:
· Промывка через эксплуатационную колонну НКТ;
· Сокращение времени операции и увеличение количества операций в месяц;
· Увеличение добычи из окружающих эксплуатационных скважин. Преимущество
ГНКТ основано на увеличении количества операций за определенный период
времени. Валовой доход будет зависеть в основном от дебита окружающих
нефтяных скважин. Изменение дебитов обычно начинается через 1-2 месяца после
промывки;
· Обнаружение неправильного профиля закачки воды, промывка ствола ГНКТ
дает возможность проведения каротажа профиля притока. Можно сэкономить
значительные средства, если удастся вовремя заглушить ненужную скважину.
· Обнаружение повреждений стенок труб. Клиент может своевременно начать КРС;
· Более высокая степень контроля скважины, т.к. среднее давление в
нагнетательных скважинах – 120 бар.
Как и в других случаях применения ГНКТ ключевую роль играет должный отбор
скважин-кандидатов.
Промывка проппанта после ГРП
Промывка проппанта после ГРП представляет второй тип промывок с ГНКТ. Тот
факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после ремонта
делает использование ГНКТ весьма привлекательным для Заказчика.
Для бригады КРС данная операция занимает 14 – 18 дней, в зависимости от
сложности проблемы. Стоимость ремонта будет около 15 000 долл. США.
При выборе экономически целесообразного решения должны соблюдаться следующие
критерии:
· Станок КРС не в состоянии удалить песок быстро и эффективно. Это может
быть в случаях проблемы с контролем скважины или существует риск потери
циркуляции;
· Скважина работает с дебитом не менее 30 тонн нефти в сутки;
· Велика вероятность потери циркуляции. ГНКТ имеет большое преимущество в
использовании метода моделирования реальных условий в стволе. Выбор жидкости
обработки с подходящими реологическими свойствами или азота помогает
уменьшить плотность циркулирующей жидкости и увеличить угловую скорость для
облегчения выноса частиц из ствола скважины;
· Низкое пластовое давление, промывочная жидкость уходит в пласт. Если
скважина не начинает отдавать, закачка азота ГНКТ через зону перфорации –
очень эффективный и безопасный метод по сравнению со сваббированием станком
КРС или использованием воздушного компрессора для создания пониженного
гидростатического давления.
Оценка эффективности
Целью промывки ствола скважины от твердых частиц после ГРП является скорейшее
выведение скважины в режим добычи. Так как увеличение дебита здесь всегда
связано только с качеством проведенного ГРП, оценка эффективности
основывается на количестве выполненных работ двумя конкурирующими способами и
расчете прироста дохода, обеспеченного с участием данной
технологии. Следовательно,
D доход КРС = (N год x Q год x $ oil) - $ крс
и
D доход ГРП = (N год x Q год x $ oil) - $ гнкт
где:
$ oil - текущая продажная цена нефти;
Q год - дебит скважины, тонн/сутки;
N год - количество ремонтов в год;
$ крс - стоимость работ КРС.
$ гнкт - стоимость услуг ГНКТ;
D доход - прирост дохода
Расчет валового дохода и затрат сделан на основе идеальных условий
производства работ (неизменный дебит, максимальная загрузка ГНКТ,
межремонтный период работы насосов составляет не менее года и т.д.).
Таблица 6 «Прирост дохода после промывки.
КРС против ГНКТ»
| КРС Скваж. | Т ремонта, дней | Т дебита,дней | Q тонн/сут | Q год, тонн | Вал. выручка, US$ | Затраты, US$ | Вал. доход, US$ | | 1 | 14 | 16 | 30 | 10470 | 167520 | 15 000 | 152 520 | | Месяц | 2 | 28 | 32 | 60 | | | | | | Год | 24 | 336 | 384 | 720 | 251280 | 4 020 480 | 360 000 | 3 660 480 | | | | | | | | | | | ГНКТ | | | | | | | | | 1 | 2 | 28 | 30 | 10890 | 174 240 | 30 000 | 144 240 | | Месяц | 12 | 24 | 336 | 360 | | | | | | Год | 144 | 288 | 4 032 | 4320 | 1568160 | 25 090 560 | 4 320000 | 20 770 560 |
Заключение
Таким образом, один комплекс ГНКТ в состоянии увеличить годовой доход Заказчика
от скважин, оптимизированных ГРП, в 5 раз по сравнению с отдельно
взятым станком КРС.
Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы
капитальных ремонтов на Вынгапуровском м/р, особенно когда песок остается в
эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну.
Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет
дополнительное время простоя.
Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность и
надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не
имеют достаточного вспомогательного оборудования (например, всего 5 ЦА-320, 5
ППУ на 19 бригад КРС), что отрицательно сказывается на производительности их
труда.
Чтобы конкурировать с КРС и получить заказы на операции по удалению песка
технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические решения,
такие как:
· Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в
самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение ствола
свыше 15 градусов);
· Комплект инструментов ГНКТ (включая JetBlaster), который позволил бы
разрушать любые песчаные пробки.
Закачка азота
Существует несколько причин для использования ГНКТ:
· Способность ГНКТ вытеснять жидкость глушения, которая остается ниже
эксплуатационной НКТ или ушла в пласт. В большинстве случаев это скважины
после недавнего повторного заканчивания;
· Способность удалять жидкости ГРП на скважинах с низким забойным давлением;
· Способность ГНКТ создавать более низкое гидростатическое давление в зоне
перфорации. Этот фактор становится критическим, когда кислота и продукты
реакции должны быть вымыты после окончания обработки. Если не ускорить
процесс промывки, скорее всего повреждения пласта будут значительными;
· Способность закачивать азот как часть комбинированной обработки. Ствол
скважины и зону перфорации можно затем обработать солевым раствором или
кислотой.
Существующий метод понижения гидростатического давления с помощью сжатого
воздуха считается высоко опасным мероприятием и не может служить безопасной
альтернативой использованию азота. Замещение рабочих жидкостей на нефть
решает только часть проблемы, т.к. жидкость ниже эксплуатационной НКТ
остается в скважине, на многих скважинах установлены пакера, что делает
замену на нефть неэффективной, т.к. жидкость в стволе должна быть выдавлена
назад в пласт.
Проект операции по разгрузке скважины должен включать расчет скорости закачки
азота, глубину, общий объем азота и время закачки. Для планирования работы
необходима информация о давлении в пласте, свойствах оригинальной пластовой
жидкости, возможный дебит, свойства добываемой жидкости и условия в стволе.
Успешная и оптимальная операция должна вывести скважину в режим добычи в
минимальный срок и с минимальным объемом азота.
Оценка эффективности
Предполагается, что ГНКТ используется только для выведения скважины в режим
добычи.
Экономическая эффективность закачки азота через ГНКТ вычисляется на основе
дебита скважины:
| $ гнкт + $N2 | | $ oil x Q сут |
Окупаемость = 90 суток
Где,
$ гнкт стоимость операции ГНКТ, долл. США 29 500
$N2 стоимость жидкого азота, долл. США 500
$ oil продажная цена нефти, долл. США/тонна 16
Q год средний дебит, тонн/год 7 623
Q сутки средний дебит, тонн/сутки 21
Диаграмма 5 «Закачка азота ГНКТ. Выручка от 1
скважины»
Таблица 7 «Окупаемость ГНКТ. Закачка азота»
Дебит Тонн/сутки | Цена нефти US$/тонна | Срок окупаемости Суток | Срок отдачи (год) Суток | | 20 | 16 | 93 | 272 | | 30 | 16 | 62 | 303 | | 40 | 16 | 47 | 318 | | 60 | 16 | 31 | 334 | | 80 | 16 | 24 | 341 |
Рекомендации
Подбор скважин-кандидатов должен включать предыдущую историю скважины и
условия проведения заканчивания. Большой объем жидкости глушения, которая
ушла в пласт может потребовать довольно долгое время закачки и,
следовательно, значительный объем азота.
Еще один важный момент – это проведение компьютерного анализа с целью
сравнить производительность скважины с результатами моделирования на основе
точных данных пласта. Скважины с высоким СКИН-фактором (до 30-50) должны
оцениваться с осторожностью, они не должны рассматриваться как кандидаты на
азот-лифт, пока не будет произведена матричная кислотная обработка как часть
программы ГНКТ.
Максимальное количество работ по закачке азота определяется наличием самого
азота. Существующие возможности по производству азота в Ноябрьске ограничены
6,8 куб. м. в неделю, что позволяет делать максимум две работы в неделю.
Общие выводы и рекомендации
Ключевыми факторами важными для будущего развития услуг ГНКТ в Западной
Сибири являются:
· Подбор скважин-кандидатов в результате совместной работы инженеров
Заказчика и Шлюмберже;
· Замена оборудования, предоставляемого третьей стороной, на оборудование
и персонал Шлюмберже;
· Подготовка персонала;
· Применение новых технологий ГНКТ, которые бы отличали Шлюмберже от услуг
других компаний, работающих с ГНКТ (применение технологии струйной промывки –
JetBlaster, матричная кислотная обработка, зональная изоляция и ловильные
работы);
· Оптимизация существующих методов и регламентов;
· Оптимизация плана работ для ГНКТ (три-четыре скважины в месяц могли быть
отработаны дополнительно, если минимизировать время на переезды ГНКТ).
III.3. Технико-экономическое обоснование.
Предложение новой технологии для внедрения на месторождениях ОАО
«Юганскнефтегаз» – Промывка скважины после ГРП от песка и несвязанного
проппанта посредством ГНКТ.
Как указывалось в аналитической части дипломной работы (п.II.4.2) технология
промывок скважин с помощью традиционных станков КРС не является
высокоэффективной. В настоящее время на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»
производится порядка 30 гидроразрывов пласта в месяц. Промывка большинства
скважин после ГРП производится бригадами КРС. В результате
неудовлетворительного качества промывки до 40% отказов ЭЦН вызывается
попаданием в них твердых частиц, выносимых из забоя скважины. Таким образом,
промывка скважины после ГРП является одной из самых важных работ для
максимального улучшения показателей работы скважины.
Появившись в 60 г.г. XX века как альтернатива традиционной технологии КРС
гибкая насосно-компрессорная труба (ГНКТ), постоянно совершенствуясь и
развиваясь, получила широкое применение в современной мировой нефтедобыче. В
настоящее время в мире насчитывается свыше 600 работающих комплексов ГНКТ.
Гибкая НКТ показала отличные результаты в применении в различных направлениях
нефтедобычи. В частности ГНКТ зарекомендовала себя как эффективная и
качественная технология для промывки скважин после ГРП.
Цель проектной части настоящей дипломной работы - показать целесообразность и
эффективность применения ГНКТ для промывки скважин после ГРП на месторождениях
ОАО «Юганскнефтегаз». Далее приводятся сведения о технологии промывок с помощью
ГНКТ, экологический аспект проведения работ и экономический анализ затрат на
данную операцию.
III.3.1. Технология промывок скважин посредством
ГНКТ
Закачка азота через гибкую насосно-компрессорную трубу является широко
используемым методом для разгрузки скважины. Циркуляцию азота через гибкую
трубу можно проводить на различных глубинах для «плавной» и эффективной
разгрузки при заранее определенных давлениях на забое. Программа работ по
разгрузке скважины включает определение скорости закачки азота, глубины
спуска гибкой НКТ, общего необходимого объема азота и продолжительности
работы. Необходимая информация для планирования операции включает: давление в
пласте, возможный дебит, свойства добываемой жидкости, свойства
первоначальной жидкости скважины, состояние ствола скважины. Успешное и
оптимальное проведение работы должно дать возможность вывести скважину на
режим добычи с минимальными затратами времени и использованием минимального
объема азота.
Подъем жидкости с использованием азота является относительно простой работой,
которая может быть реализована при наличии оборудования (комплекса ГНКТ) и
азота. Подъем жидкости с азотом можно начинать на любой стадии во время
проведения работ с ГНКТ, что делает работу привлекательной для скважин, в
которых ожидается вынос незакрепленного проппанта после завершения промывки
скважины и во время работы ЭЦН.
После вымывания песка или проппанта из скважины с использованием
азотосодержащей жидкости или пены гибкая НКТ поднимается до уровня выше
посадки пакера. Закачка жидкости через насосы прекращается и через гибкую НКТ
прокачивается только азот, что приводит к значительному понижению давления в
забое скважины. Закачка азота продолжается до тех пор, пока большая часть
незакрепленного «пропнетом» песка не выпадет в забой. Затем этот песок
вымывается из скважины с использованием гибкой НКТ.
Расчеты, основанные на данных обычной скважины, показывают, что можно достичь
забойного давления 95-100 атмосфер с использованием гибкой НКТ 1 ½
дюйма (38 мм) и 3-дюймовой (78 мм) колонны НКТ. Это значение близко к
значению при работе с ЭЦН, когда давление находится в пределах 50-70
атмосфер. Фактическое давление в забое будет зависеть от конкретных свойств
пласта и объема жидкости, оставленной после гидроразрыва пласта. Жидкость ГРП
(солевой раствор) будет отработана в первую очередь, что может привести к
повышению давления забоя до 110 атмосфер. Затем давление на забое будет
снижаться. Оптимальная скорость закачки азота при обычных условиях составляет
22 куб.м/мин., что соответствует потреблению жидкого азота в 2 куб. м/час.
Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП:
· Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с
соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для
личного состава бригады перед началом работ;
· Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что
гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости от
компоновки низа колонны (КНБК);
· Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через
каждые 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с
учетом плавучести трубы;
· Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного
забоя на максимальной подаче насоса;
· По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами
затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется
наиболее продолжительный способ);
· Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота,
поддерживая производительность примерно 50 куб.м/час;
· Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя
объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;
· Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;
· Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.
· Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов. Регулярный отбор
проб жидкости для определения концентрации механических примесей. Данные
последних 12 часов исследования могут быть полезны для оценки
производительности скважины после ГРП и для подтверждения расчета основного
размера ЭЦН;
Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает
практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в
нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в
час.
Диаграмма 6.
«Ожидаемый вынос мехпримесей на поверхность во время промывок»
III.3.2. Безопасность и экологичность проекта
Внутренние стандарты компании «Шлюмберже»
Компания «Шлюмберже» является транснациональным сервисным предприятием,
работающим в нефтяной и газовой промышленности. Ее филиалы расположены более
чем в 100 странах мира. Для обеспечения единых подходов по безопасному
ведению производства и оказания сервисных услуг в компании разработан ряд
стандартных положений – «политика компании в области QHSE» (Качество,
Здоровье, Техника Безопасности, Окружающая Среда). *
Стандартные требования распространяются практически на все сферы деятельности
компании, включая производство, средства индивидуальной защиты, здоровье,
вождение, механические подъемные операции, экология и др.
Средства индивидуальной защиты
В части индивидуальной защиты работников компания обязуется предоставлять на
одного работающего 2 пары летних и 2 пары зимних комбинезонов в год.
Комбинезоны изготавливаются из ткани, способной выдерживать сильный выброс
пламени в течение 40-60 секунд. Средства индивидуальной защиты работника
включают также высокопрочную каску, подшлемник, летние и зимние сапоги со
стальными носками, очки из прочного оргстекла, перчатки. На период низких
температур средства индивидуальной защиты включают шерстяную маску для защиты
головы и лица, комплект нижнего белья из негорючего материала, теплые
прорезиненные перчатки.
Все работники компании «Шлюмберже» застрахованы и имеют медицинский полис,
оплаченный компанией.
Все работники, имеющие отношение к вождению транспортных средств,
первоначально и далее один раз в год обязаны пройти проверку навыков вождения
транспортных средств с инструктором компании по вождению. Транспортные
средства компании оборудованы электронными мониторами, фиксирующими основные
параметры движения. Данные мониторов периодически снимаются на компьютер и
анализируются ответственными лицами компании. Управление транспортным
средством считается наиболее высоким среди рисков, которым подвержены
работники компании.
Специальная подготовка
Полевой персонал комплекса ГНКТ допускается к работе только после прохождения
всех обязательных инструктажей, включая инструктаж по электробезопасности, по
безопасности ведения работ на нефтяных скважинах и т.д. Естественным
требованием является соответствующая профессиональная подготовка и
образование работника. По мере необходимости для работников компании
организуются специальные учебные курсы. Таким образом, к работе с ГНКТ
допускаются только специалисты, в работе которых одним из приоритетов
является безаварийное и безопасное ведение производства.
Природоохранные мероприятия при осуществлении работ с ГНКТ.
Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите
населения автономного округа» №11-03 от 10 февраля 1998 г. предписывает, что
«.хозяйствующие субъекты. обязаны соблюдать технологические режимы,
обеспечивающие экологическую безопасность производственных объектов;
.осуществлять технические, технологические и иные меры для предотвращения
вредного влияния хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду; .
соблюдать природоохранное законодательство, нормативы и государственные
стандарты в области охраны окружающей природной среды и экологической защиты
населения автономного округа».
Сервисная компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» ведет производственную
деятельность на месторождениях ОАО «Юганснефтегаз» которые характеризуются
следующими природно-климатическими условиями:
Средняя толщина снежного покрова составляет 1,2 метра. Среднегодовая
температура минус 3 градуса по Цельсию, при этом максимальная температура
летом достигает плюс 35 градусов, а зимой минус 50 градусов С. Максимальная
глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Структура грунта сложена из торфяно-
болотных отложений, песка, суглинков, супесей, глин. Грунт легко дренируемый.
Растительный покров – сосново-березовые леса. **
Источники загрязнения и виды воздействия на природную среду.
При осуществлении производственных операций комплексом ГНКТ основными
потенциальными источниками загрязнения окружающей среды являются:
· Рабочие жидкости (солевой раствор), материалы и реагенты для смешивания
с рабочими жидкостями;
· Продукты опорожнения скважин (жидкая и твердая фазы);
· Продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания.
Объемы, транспортировка и утилизация отходов после завершения промывок
скважин посредством ГНКТ:
Среди преимуществ технологии ГНКТ, в плане защиты окружающей среды, наиболее
очевидными являются снижение риска пролива экологически неблагоприятных
жидкостей при их откачке из ствола скважины и сокращенный объем рабочей
жидкости (солевого раствора), необходимой для производства работы.
Снижение риска разлива жидкостей на поверхности рабочей площадки достигается
за счет непрерывной НКТ, в то время, как традиционная колонна НКТ состоит из
отдельных 9-метровых труб, соединяющихся между собой на резьбе. Кроме того,
ГНКТ имеет устройство для постоянного протирания внешних стенок гибкой трубы
при подъеме из скважины.
Традиционная установка КРС для одной промывки проппанта в призабойной зоне
ствола расходует 40-50 куб. метров рабочей жидкости (солевого раствора), а в
отдельных случаях до 100-150 куб. м.
Расход материалов ГНКТ для одной промывки включает:
· Азот жидкий – 6 тонн;
· Солевой раствор – 8 куб. метров;
· Хим. Реагенты - 0,02 тонны
Утилизация отходов
Отходами операции по промывке скважины после ГРП является откачиваемая из
ствола жидкость, в которой содержатся остатки проппанта – искусственного
твердо-зернистого порошка, геля, а также механические примеси, образующиеся
вследствие повреждения пласта после гидроразрыва.
Откачиваемая жидкость поступает в блок очистки, где твердая фракция примесей
отделяется, а жидкая фракция перекачивается в трубопровод-коллектор и
отправляется для утилизации на ближайшую станцию подготовки нефти. Твердые
остатки складываются в прочные полиэтиленовые мешки и вывозятся на полигон
для твердых отходов.
Таблица 8 «Средний объем отходов после промывок
ГНКТ в год»
| № | Наименование | 1 работа | I кварт. | II кварт. | III кварт. | IV кварт. | Год | | 1 | Жидкость, Куб. м | 8 | 288 | 288 | 288 | 288 | 1 152 | | 2 | Твердая фракция, тонн | 5 | 180 | 180 | 180 | 180 | 720 |
Кроме вышеупомянутого, можно отметить факт, что благодаря высокой скорости
производства работ, бригада ГНКТ не нуждается в проживании на территории
куста, следовательно, последствия от временного пребывания группы людей в
данной природной зоне (бытовые отходы и пр.) являются значительно меньшими.
* Стандарты «Шлюмберже» OFS-QHSE-S001 – S013
** Регламент «Охрана Окружающей Среды на месторождениях ОАО
«Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/7-95
III.3.3. Расчетно-экономическая часть.
Анализ затрат и эффективности проекта.
Ввиду проблем, возникающих после проведения ГРП, в частности из-за
некачественной промывки стволов скважин, предлагается изменить существующий
порядок проведения работ путем внедрения новой технологии – Гибкой Насосно-
Компрессорной Трубы (ГНКТ).
Общий «цикл ГРП» в новом варианте можно представить последовательностью: КРС
– ГРП – ГНКТ – КРС, в которой ГНКТ должна обеспечить качественную промывку
ствола скважины и вызов притока.
Применение ГНКТ, с одной стороны, означает увеличение затрат для Заказчика,
но с другой стороны, значительно увеличивает конечную прибыль Заказчика.
Далее приводится анализ затрат и эффективности предлагаемого проекта.
1. Калькуляция затрат 1 операции ГНКТ. Промывка скважины.
Таблица 9 «Затраты ГНКТ на промывку и вызов притока»
2. Расчет затрат на проведение операций ГНКТ и КРС за календарный год.
Таблица 10 «Затраты на ГНКТ и КРС в год»
| Установка | Стоимость одной работы, рублей | Количество, Работ/Год | Стоимость работ, Рублей/Год | | ГНКТ | 870 000 | 144 | 125 000 000 | КРС * (вся программа) | 440 000 | 24 | 10 560 000 | КРС – 1 бригада (промывка) | Около 175 000 | 24 | 4 200 000 | КРС – 6 бригад (промывка) | 175 000 | 144 | 25 200 000 |
* - затраты 1 бригады КРС в системе предприятий ОАО «ЮНГ»
3. Исходные данные для экономического анализа.
Для выполнения дальнейших расчетов в работе используются следующие базовые
данные:
· Трансфертная цена 1 тонны нефти для ОАО «ЮНГ» в 2001
2000 руб.
* Средний дебит скважин, оптимизированных ГРП, в 2001 г.
-85 тонн/сут.
* Среднегодовой объем работ, выполняемых ГНКТ - 144
4. Расчет затрат ОАО «Юганскнефтегаз» на смену ЭЦН.
Как упоминалось ранее (см. главу II.3), вследствие различных проблем,
возникавших после проведения гидроразрыва пласта, ОАО «Юганскнефтегаз» в 2000
г. вынуждено было понести значительные затраты на замену ЭЦН, выходивших из
строя. Понесенные затраты включали также упущенную выгоду от вынужденного
простоя скважин во время смены и запуска ЭЦН.
Стоимость ЭЦН*, руб. | Стоимость смены ЭЦН, руб. | Среднее время смены ЭЦН, сут. | Добыча, тонн | Упущенная выгода,** руб. | Всего смен ЭЦН | | 783 000 | 87 000 | 3 | 195 | 395 850 | 276 |
* за основу взята стоимость ЭЦН-80
** трансфертная цена 1 тонны нефти ОАО ЮНГ на 2001 г.
Таким образом, затраты ОАО «ЮНГ» на смену ЭЦН по ценам 2001 г. составили около
350 млн. рублей. Одной из основных причин выхода ЭЦН из строя был вынос
твердых частиц, включая проппант, из забоя скважины. Доля выноса мехпримесей
составляла 42%. Отсюда можно сделать вывод, что сумма затрат ОАО «ЮНГ»
на смену ЭЦН по причине некачественной промывки скважин достигает порядка
140 млн. рублей в год.
5. Сокращение общего времени цикла ГРП.
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, по расчетам
специалистов ОАО ЮНГ*, позволяет сократить общее время «цикла ГРП» с 16 до
13 суток, т.е. на 3 суток.
Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда
составит 36 720 тонн нефти (144 скважины х 3 суток х 85 тонн/сутки).
Дополнительная выручка Заказчика – ОАО «Юганскнефтегаз» - составит
74,5 миллиона рублей.
6. Расчет показателей работы по промывкам бригад КРС.
Среднее время работы ЭЦН после проведения ГРП и промывок, сделанных бригадами
КРС, равняется 60 суткам. За этот период общий дебит 57 (от
144) скважин, что равняется 40% или количеству скважин, которые по статистике
выходят из строя по причине механических примесей, составит 290 700
тонн нефти.
Выручка ОАО «ЮНГ» составит 590 121 000 рублей.
Затраты ОАО ЮНГ на промывки: 57 х 175 000 =
9 975 000 рублей.
При уровне рентабельности 10% валовая прибыль от обслуживания 57 скважин (или от
работы 2,4 бригад) КРС
997 500 рублей.
Таблица 11 «Затраты на промывки в год. КРС против ГНКТ»
№ | Показатели | Ед. изм. | 2,4 бригады КРС | 1 бригада ГНКТ | Результаты | 1 | Объем работ | Скважин | 144 | 144 | 1:1 | 2 | Затраты | Млн. Рублей | 8,978 | 112,500 | 1:12 | 3 | Выручка | Млн. Рублей | 9,975 | 125,000 | 1:12 | 4 | Прибыль | Млн. Рублей | 0,997 | 12,500 | 1:12 | 5 | Налоги | Млн. Рублей | 0,349 | 4,375 | 1:12 | | 6 | Чистая прибыль | Млн. Рублей | 0,648 | 8,125 | 1:12 |
7. Расчет показателей работы по промывкам комплекса ГНКТ. Увеличение МРП
работы ЭЦН
Применение технологии ГНКТ для промывки скважин после ГРП, как считают
специалисты, может реально увеличить межремонтный период (МРП) службы
электропогружных насосов с 60 до 150 суток. Таким образом, благодаря
собственно применению ГНКТ дополнительное время работы ЭЦН и, следовательно,
время добычи возрастает на 90 суток. Согласно статистике, из 144
работ по промывке, 40% или 57 скважин, обработанных по традиционной технологии,
прекратили бы добычу в среднем через 60 суток после вывода скважин на режим.
Следовательно, дополнительные 90 суток производительной работы 57 скважин можно
считать эффектом, полученным в результате применения ГНКТ.
Дополнительный дебит в результате увеличения производительности труда
составит 436 050 тонн нефти (57 скважин х 85 тонн/сут. х 90 суток).
Дополнительная выручка Заказчика –- ОАО «Юганскнефтегаз»
– 885 000 000 рублей.
Затраты Заказчика: – 125 000 000 рублей.
Дополнительная прибыль: 760 000 000 рублей.
8. Общие возможные показатели добычи скважин после проведения ГРП с
применением ГНКТ за один календарный год.
Кол-во работ | Дебит, Тонн/год | Выручка, Руб/год | Затраты КРС, ГРП, ГНКТ Руб/год | Валовой доход ЮНГ, Руб/год | Отношение Затр.- Приб. | | | | | | | | 144 | 4 467 600 | 9 069 228 000 | 869 228 000 | 8 200 000 000 | 9 |
8. Варианты дополнительной добычи с применением ГРП + ГНКТ.
Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин.
Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ»
Т дебит, суток | QТонн/год | Выручка «ЮНГ» руб. | Затраты «ЮНГ» на ГНКТ 57 (144) | Валовая прибыль ЮНГ | Отнош. Затраты/ Прибыль | +30 (90) | 145 350 | 295 060 500 | 49 590 000 (125000000) | 170 060 500 | 1,7 | +60 (120) | 290 700 | 590 121 000 | 49 590 000 125 000 000 | 465 121 000 | 3,7 | +90 (150) | 436 050 | 885 181 500 | 49 590 000 125 000 000 | 760 181 500 | 6 |
10. Дополнительный валовой доход и затраты Заказчика, связанные с
внедрением ГНКТ.
Таким образом, прямое дополнительное увеличение валовой выручки
ОАО «ЮНГ» в результате применения технологии ГНКТ, за счет сокращения
продолжительности общего цикла ГРП и за счет увеличения МРП работы
электроцентробежных насосов может составить 369,5 миллионов рублей за
календарный год.
Общие затраты Заказчика на применение ГНКТ за тот же период составят 125
млн. рублей.
Валовой доход Заказчика составит 244,5 млн. рублей.
Диаграмма 7. «Затраты и доход Заказчика от применения ГНКТ»
11. Расчет показателей эффективности внедрения ГНКТ, рублей:
Выручка: 125 000 000
Себестоимость: 112 500 000
Капитальные затраты: 48 720 000
Основные фонды (ОФ): 69 062 500
Оборотные средства (Обн): 12 187 500
Прибыль: 12 500 000
Налоги (35%): 4 375 000
Чистая прибыль: 8 125 000
Рентабельность = Чистая Прибыль : (ОФ+Обн) = 8 125 000/81 250 000 = 10%
Окупаемость, Т лет = Кап. Затраты : Чистая Приб. = 48720000/8125000 = 6 лет
Коэф-т экон. эффективности, Е = Чистая прибыль : Кап. Затраты = 812500 /
48720000 = 0,16
11. Сравнительный экономический эффект от внедрения ГНКТ.
Таблица 13 «Годовой экономический эффект ГНКТ»
| № | Показатели | Измеритель | До внедрения КРС | После внедрения ГНКТ | Результат | | 1 | Объем работ | операций | 144 | 144 | | | 2 | Затраты | Млн. руб | 9,0 | 112,5 | | | 3 | Выручка | Млн. руб | 10,0 | 125,0 | | | 4 | Прибыль | Млн. руб | 1,0 | 12,5 | | | 5 | Налоги | Млн. руб | 0,35 | 4,4 | | | 6 | Чистая прибыль | Млн. руб | 0,65 | 8,1 | | | 7 | Экономический эффект | Млн. руб | - | - | +8,1 | | 8 | Капвложения | Млн. руб | - | 48,7 | | | 9 | Срок окупаемости | Лет | - | | 6 | | 10 | Коэф-т эффективности | | | | 0,16 | | 11 | Рентабельность | % | | | 10 |
III.3.4. Специальная часть
Обоснование объема работ ГНКТ на один календарный год.
Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин
по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ
обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой
автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ
также обеспечивает закачку азота.
На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток.
Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12
скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для
техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования. Годовой объем
операций установок ГНКТ и КРС приводится в таблице.
Таблица 14 «Объем операций ГНКТ и КРС в год»
| Установка | Календарное время ремонта, сут. | Объем операций в месяц | Объем операций в год | Время на ТО и ремонт, дней | ГНКТ | 2,53 | 12 | 144 | 77 | КРС * | 15,2 | 2 | 24 | 53 |
· - установка КРС находится на скважине на протяжении почти всего «цикла ГРП»
С точки зрения материально-технического обеспечения проекта наибольшую
сложность представляет своевременная поставка жидкого азота на места
производства работ. Для решения этой проблемы будет заключен договор с
производителем жидкого азота в г. Екатеринбург. Общая годовая потребность в
жидком азоте при данном объеме работ составит около 865 тонн или 15
железнодорожных цистерн. Таким образом, для поддержания минимальных запасов
азота для ГНКТ на базу временного хранения жидкого азота следует принимать
1,25 ж/д цистерны в месяц.
Доставка азота на место производства работ будет осуществляться с помощью
мобильной азотной емкости. Как показывает практика, проблемы своевременной
доставки сырья и материалов могут приводить к срывам производственных планов.
Следовательно, обеспечение равномерного и своевременного поступления азота
должно быть одним из ключевых аспектов управления проектом.
Механизм стратегического управления проектом.
Операции ГНКТ станут еще одним направлением в спектре услуг, оказываемых
сервисной компанией «Шлюмберже Лоджелко Инк.» для своего основного Заказчика
– ОАО «Юганскнефтегаз». Поэтому стратегическое управление проекта будет
осуществляться в рамках деятельности всего предприятия «Шлюмберже Лоджелко
Инк.».
Специалисты подразделения IPM (Комплексное Управление Производством) будут
составлять производственные планы и конкретные оперативные планы работ для
бригады ГНКТ, работать с основными подразделениями Заказчика – НГДУ по
вопросам технологии и финансов. В функции центрального аппарата будут входить
вопросы соблюдения техники безопасности при производстве работ, материально-
технического и оперативного обеспечения. Менеджмент компании будет нести
ответственность за обоснование и эффективность принимаемых решений, за анализ
полученных конечных результатов.
Функции штатного состава комплекса ГНКТ определяются непосредственными
задачами производства работ:
· разработка дизайна конкретных работ;
· предоставление отчетов;
· оформление счетов за выполненные работы;
· выполнение утвержденного производственного плана.
Менеджер отдела ГНКТ непосредственно (линейно) подчиняется первому
руководителю компании «Шлюмберже Лоджелко Инк.», г. Нефтеюганск, а
функционально – региональному менеджеру по услугам в области стимулирования
работы нефтяных скважин.
IV. Выводы
Настоящий дипломный проект рассматривает вопросы внедрения новой технологии –
Гибкой Насосно-Компрессорной Трубы (ГНКТ) в процесс нефтедобычи ОАО
«Юганскнефтегаз».
Предлагается применение комплекса ГНКТ для промывки стволов и призабойной
зоны нефтяных скважин после проведения на них гидроразрыва пласта,
производимых сервисной компанией «Шлюмберже Лоджелко Инк». Компания
«Шлюмберже» имеет в распоряжении и готова предоставить для выполнения
сервисных услуг Заказчику – ОАО «Юганскнефтегаз» - комплекс ГНКТ.
Одним из важнейших преимуществ ГНКТ является качественная промывка ствола и
призабойной зоны скважины. Высокая скорость выполнения работ, надежный
контроль работы в скважине, математическое моделирование (дизайн) каждой
работы – все это также является достоинствами новой технологии. Качественные
промывки скважин после ГРП позволяют минимизировать механические примеси,
остающиеся в скважине, увеличивают общую продолжительность работы ЭЦН,
следовательно, обеспечивают дополнительную добычу нефти и экономическую
выгоду для Заказчика.
Согласно исследованиям проблемы специалистами «Шлюмберже» и имеющейся
статистике до 40% отказов в работе насосов случается из-за попадания в
рабочие органы ЭЦН механических примесей.
Как показывают предварительные расчеты, увеличение добычи 40% ЭЦН от общего
числа скважин, промытых с помощью ГНКТ, дополнительно на 30 – 60 суток,
обеспечивает 170 – 465 млн. рублей прибыли для Заказчика.
Относительно окупаемости самого проекта внедрения ГНКТ и его экономической
эффективности, расчеты показывают, что достижение дополнительного дебита 40%
скважин в течение 90 суток позволяет окупить затраты на проект за 6 лет
, коэффициент эффективности при этом составляет 0,16. Данные показатели
соответствуют общепринятым нормативам окупаемости и эффективности для внедрения
новых производств.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1). «Нефтяная параллель», №8 (35) от 06.03.01.
2). «Нефтяная параллель», №14 (41) от 17.04.01.
3). Alexander Sas-Jaworsky “Coiled-tubing . operations and services”
- World Oil (November 1991)
4). A Wealth of Applications for the Energy World. –
Ó 1997 Halliburton Energy Services, Inc.
5). Интернет-сайт: www.yukos.ru;
6). «Нефтеюганский рабочий», №20 (4431) от 11.04.2001
7). Интернет-сайт: www.wn.ru
8). Стандарты «Шлюмберже» OFS-QHSE-S001 – S013
9). Регламент «Охрана Окружающей Среды на
месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». РД 39-0148070-003/7-95
10). Закон РФ «Об охране окружающей природной среды»,
1992
11). Положение «Об оценке воздействия на окружающую
среду в Российской Федерации». Приказ Минприроды РФ №222 от 18.07.94
12). Закон ХМАО «Об охране окружающей среды и
экологической защите населения автономного округа» – №11-03, от 10 февраля
1998 г.
13). Регламент на производство работ КРС. - «Шлюмберже Лоджелко Инк.»,
Нефтеюганск, 2000
14). Регламент на производство работ ГНКТ. - «Шлюмберже
Лоджелко Инк.», Нефтеюганск, 2001
Страницы: 1, 2
|
|
|
|
|
