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 |I |II |III |IV |Год |
| | |работа |кварт. |кварт.|кварт|кварт. | |
| | | | | |. | | |
|1 |Жидкость, |8 |288 |288 |288 |288 |1 152 |
| |Куб. м | | | | | | |
|2 |Твердая |5 |180 |180 |180 |180 |720 |
| |фракция, тонн | | | | | | |
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»
[pic]
2. Расчет затрат на проведение операций ГНКТ и КРС за календарный год.
Таблица 10 «Затраты на ГНКТ и КРС в год»
|Установка |Стоимость одной|Количество, |Стоимость |
| |работы, рублей |Работ/Год |работ, |
| | | |Рублей/Год |
|ГНКТ |870 000 |144 |125 000 000 |
|КРС * |440 000 |24 |10 560 000 |
|(вся программа)| | | |
|КРС – 1 бригада|Около 175 000 |24 |4 200 000 |
| | | | |
|(промывка) | | | |
|КРС – 6 бригад |175 000 |144 |25 200 000 |
|(промывка) | | | |
* - 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 |Стоимость |Среднее |Добыча, |Упущенная |Всего |
|ЭЦН*, |смены ЭЦН, |время | |выгода,** |смен |
|руб. |руб. |смены ЭЦН,|тонн |руб. |ЭЦН |
| | |сут. | | | |
| | | | | | |
|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 |1 бригада |Результаты|
| | | |КРС |ГНКТ | |
|1 |Объем работ|Скважин |144 |144 |1:1 |
|2 |Затраты |Млн. |8,978 |112,500 |1:12 |
| | |Рублей | | | |
|3 |Выручка |Млн. |9,975 |125,000 |1:12 |
| | |Рублей | | | |
|4 |Прибыль |Млн. |0,997 |12,500 |1:12 |
| | |Рублей | | | |
|5 |Налоги |Млн. |0,349 |4,375 |1:12 |
| | |Рублей | | | |
|6 |Чистая |Млн. |0,648 |8,125 |1:12 |
| |прибыль |Рублей | | | |
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 |Дебит, |Выручка, |Затраты КРС, |Валовой |Отношен|
|работ | | |ГРП, ГНКТ |доход ЮНГ,|ие |
| |Тонн/год |Руб/год |Руб/год | |Затр.- |
| | | | |Руб/год |Приб. |
| | | | | | |
|144 |4 467 600 |9 069 228 |869 228 000 |8 200 000 |9 |
| | |000 | |000 | |
8. Варианты дополнительной добычи с применением ГРП + ГНКТ.
Один календарный год. 144 работы. Добыча 57 скважин.
Таблица 12 «Варианты добычи с применением ГНКТ»
|Т |Q |Выручка |Затраты |Валовая |Отнош. |
|дебит, | |«ЮНГ» |«ЮНГ» |прибыль |Затраты/ |
|суток |Тонн/год |руб. |на ГНКТ |ЮНГ |Прибыль |
| | | |57 (144) | | |
| | | |49 590 000 | | |
|+30 |145 350 |295 060 500| |170 060 500 |1,7 |
|(90) | | |(125000000)| | |
| | | |49 590 000 | | |
|+60 |290 700 |590 121 000| |465 121 000 |3,7 |
|(120) | | |125 000 000| | |
| | | |49 590 000 | | |
|+90 |436 050 |885 181 500| |760 181 500 |6 |
|(150) | | |125 000 000| | |
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 |Измерите|До |После |Результа|
| | |ль |внедрения |внедрения |т |
| | | |КРС |ГНКТ | |
|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 |Млн. руб|- |- |+8,1 |
| |эффект | | | | |
|8 |Капвложения |Млн. руб|- |48,7 | |
|9 |Срок окупаемости|Лет |- | |6 |
|10 |Коэф-т | | | |0,16 |
| |эффективности | | | | |
|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 |Объем |Объем |Время на ТО |
| |время |операций в |операций в |и ремонт, |
| |ремонта, |месяц |год |дней |
| |сут. | | | |
|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. –
( 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
-----------------------
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
