Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири
VК=H×720/ТК м/ст. мес, (5.8)
где ТК - календарное
время бурения, час.
VК=3105×720/480=4657 м/ст. мес.
Цикловая скорость определяется
по формуле:
VЦ=H×720/ТЦ м/ст. мес, (5.9)
где ТЦ - время цикла
строительства скважины, час;
VЦ=3105×720/631,2=3542 м/ст. мес.
Техническая скорость
определяется по формуле:
VТ=H×720/ tПВ м/ст. мес, (5.10)
где tПВ -
производительное время бурения, час;
VТ=3105×720/480=4657 м/ст. мес.
Средняя проходка на долото по
скважине определяется по формуле:
hср=H/n м, (5.11)
где n - количество долот,
необходимых для бурения скважины;
hср=3105
/16=194 м.
На основании вышеизложенного,
составляется нормативная карта на проводку скважины (приложение Г).
При составлении
линейно-календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые
бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все
запланированные скважины за запланированное время.
Остальные бригады (вышкомонтажные
и освоения) не должны по возможности простаивать.
Количество монтажных бригад
определяется из условия своевременного обеспечения буровых бригад устройством и
оборудованием новых кустов.
При составлении графика
учитывается тип буровой установки, месячная производительность, то есть число
скважин законченых за месяц буровой бригадой и количество календарных часов для
бурения.
Линейно-календарный график
представлен в табл.5.5.
Условные обозначения к табл.5.5.:
Вышкомонтажная бригада (передвижка
5 метров);
Вышкомонтажная бригада (передвижка
15 метров);
Вышкомонтажная бригада (первичный
монтаж);
Буровая бригада (бурение);
Бригада испытания;
Проектируемая скважина.
При определении годового
экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых
вариантов новой и базовой техники, используемой на строительстве скважин.
Расчёт экономической
эффективности новой техники ведётся по формуле:
ЭСКВ= [ (СС+ЕН×КУС) - (СН+ ЕН×КУН)] ×Нскв руб, (5.12)
где ЭГ - ожидаемый
экономический на скважине эффект на скважине, руб;
ЕН - коэффициент
нормативной эффективности капиталовложений, ЕН=0,15 [25] ;
КУС, КУН -
коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники,
руб/м;
Таблица 5.5. Линейно-календарный график выполнения работ
|
месяцы
|
12
|
|
|
|
Скважина № 12
|
11
|
|
|
Скважина № 11
|
Скважина № 10
|
Скважина № 9
|
10
|
|
Скважина № 12
|
|
|
Скважина № 11
|
9
|
|
|
|
Скважина № 10
|
Скважина № 8
|
Скважина № 7
|
8
|
|
Скважина № 9
|
Скважина № 6
|
Скважина № 5
|
|
Скважина № 8
|
|
7
|
|
|
|
Скважина № 7
|
6
|
|
|
|
Скважина № 6
|
Скважина № 4
|
Скважина № 3
|
|
Скважина № 5
|
Скважина № 2
|
5
|
|
Скважина № 1
|
|
Скважина № 4
|
|
|
Скважина № 3
|
4
|
|
|
|
Скважина № 2
|
3
|
|
Скважина № 1
|
|
Монтаж 2,4месяца
|
|
2
|
|
|
1
|
|
|
|
Затраты времени на одну скважину, месяц
|
0,026
|
0,66
|
0,26
|
Бри-гады участвующие в строительстве скважины
|
Вышкомонтажные
|
Буровые
|
Испытания
|
СС, СН -
стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой
техники, руб/м;
Нскв - глубина скважины, м.
Коэффициенты удельных
капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:
КУС=ЦС/
Нскв, (5.13)
КУН=ЦН/
Нскв, (5.14)
где ЦС и ЦН
- цена старой и новой техники соответственно.
Стоимость одного метра скважины
при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам
соответственно:
СС=КП×ССС/НСКВ руб, (5.15)
СН=СС - (УП
- УП/К) руб, (5.16)
где ССС - сметная
стоимость скважины, ССС=525208 руб (см. приложение Д);
КП - коэффициент
приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, КП=13,4;
УП - условно-постоянные
затраты, руб/м;
К - коэффициент повышения
производительности труда.
Условно-постоянные затраты
определяются по формуле:
УП= КП×ЗЗВ/НСКВ руб, (5.17)
где ЗЗВ - затраты
зависящие от времени, ЗЗВ=141258 руб (см приложение Д).
УП= 13,4×141258/3105=610 руб.
СС=13,4×525208/3105=2267 руб.
СН=2267- (610 -
610/1,2) =2165 руб.
Расчет экономической
эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих
производительность труда производится по формуле:
ЭСКВ= (УПI × ЭВР - ЕН × ЗЕД) руб, (5.18)
где УПI - условно постоянные затраты
зависящие от времени, руб/сут;
ЗЕД - затраты на одну
единицу продукции, рубль.
Условно постоянные затраты
зависящие от времени определяются как:
УПI = КП×ЗЗВ/ТБ
руб/сут, (5.19)
где ТБ - время
бурения одной скважины, ТБ=20 сут (см. приложение Г).
УПI = 13,4×141258/20=94643
руб/сут,
Величина экономии времени
определяется по формуле:
ЭВР=ΔП×ТБ/ (100+ ΔП) сут,
(5.20)
где ΔП - процент повышения
производительности и сокращения затрат времени.
Затраты на единицу продукции
определяются по формуле:
ЗЕД=NН
×ЦН - NС ×
ЦС час, (5.21)
где NН,
NС - соответственно количество единиц новой
и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200
ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):
КУС=60000000/
3105=19324 руб/м., КУН=70000000/ 3105=22544 руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×19324) - (2165+0,15×22544)] ×3105=99670
руб.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ½ MF - 15
фирмы "Смитт".
По формуле (5.20) при
ΔП=15%:
ЭВР=15×20/ (100+ 15) =2,6 сут.
Цн=6000 $ и Цс=940 $, при курсе
1$=29 руб - Цн=174000 руб и Цс=27260 руб тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=1 ×174000 - 8 × 27260= - 44080 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643 × 2,6 + 0,15 × 44080) =252684 руб.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с
моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы "ECKEL".
Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=261000 руб, тогда по
формулам (5.13), (5.14):
КУС=261000/ 3105=30,4
руб/м.
КУН=94300/ 3105=84
руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×30,4) - (2165+0,15×84)] ×3105=291746
руб.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы "DERRICK". Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе 1$=29
руб - Цн=9831000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):
КУС=3500000/
3105=1127 руб/м.
КУН=9831000/
3105=3166 руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×1127) - (2165+0,15×3166)] ×3105=-63295
руб.
Экономический эффект от
применения системы очистки фирмы "DERRICK" на
первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости
комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3 - 4
куста оборудование полностью себя окупает.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000
вместо нефти.
По формуле (5.20) при
ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость расходуемой на бурение
одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=20401 -
116100= - 95699 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 95699) =51266 руб.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил
вместо КМЦ.
По формуле (5.20) при
ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость тонны расходуемой на
бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по
формуле (5.21):
ЗЕД=0,7 × 40320 - 1,2 × 30450= - 8316 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 8316) =38154 руб.
Определяется экономический
эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо
гипана.
По формуле (5.20) при
ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость тонны расходуемой на
бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по
формуле (5.21):
ЗЕД=0,7 × 87813 - 1,2 × 95903= - 90931 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 90931) =50546 руб.
Определяется экономический
эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:
ЭСКВ=УПI × ЭВР руб. (5.22)
По формуле (5.20) при
ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.
Определяется экономический
эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.
По формуле (5.20) при
ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект
от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.
По формуле (5.20) при
ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект
от обеспечения досуга и отдыха.
По формуле (5.20) при
ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект
от обеспечения от улучшения жилищно-бытовых условий.
По формуле (5.20) при
ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.
Определяется экономический
эффект от повышения квалификации рабочих.
По формуле (5.20) при
ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643 × 0,39=36911 руб.
Общий экономический эффект от
внедрения мероприятий оргтехплана составит:
ЭОБЩ=252684+291746-63295+51266+38154+50546+18929+18929+18929+18929+18929+36911=809557руб.
Реальная себестоимость скважины
с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий
экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана ЭОБЩ=809557
руб, что составит 11,5%.
Совершенствование профилей
наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом
месторождении.
Объединение "Томскнефть"
ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения -
все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на
1.01.2000 г. - 3866 скважин, механизированный фонд - 3207 скважин, фонд скважин
оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) - 922 скважины
(28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины
механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.
Механизированным способом в
объединении добывается 90,7% нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при
помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году
процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем
дебите скважины 22 тонны в сутки.
Из технологического регламента
выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех
подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе
работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества
следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных
скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с
гидрозащитой, модуль - секции насоса, кабельная линия, наземное
электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на
скважине.
Пластовая жидкость - смесь
нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:
максимальное содержание попутной
воды - 99%;
водородный показатель попутной
воды рН - 6,0-8,5;
максимальная плотность жидкости -
1,4 гр/см3;
максимальная кинематическая
вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без
изменения напора и КПД - 1 мм ×
с;
максимальная массовая
концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;
максимальное содержание свободного
газа на приеме насоса - 25%;
при использовании газосепаратора
содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса
допустимо до 55% по объему;
максимальная концентрация
сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;
для насосов коррозионно-стойкого
исполнения - 1,25 г/л;
максимальная температура - 90 °
С;
Скважины, в которых
эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:
минимальный внутренний диаметр
скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на
модуль-секции и двигатели;
максимальный темп набора
кривизны ствола скважины - 1,5°/10м;
максимальное гидростатическое
давление в зоне подвески установки - 25,0 МПа;
в зоне работы установки
отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;
Правила подбора УЭЦН к скважине:
1. Подбор УЭЦН к скважине
осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех.
добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по
эксплуатации УЭЦН.
2. Расчеты базируются на
имеющейся в НГДУ информации: о коэффициенте продуктивности данной скважины (по
результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии;
газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности
добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет
ведущий геолог цеха добычи нефти.
3. При использовании в расчетах
"Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в
наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для
скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 21/10 м,
необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
|