Выбор параметров оборудования при гидравлическом разрыве пласта

 

 

 

Потери на давления на трение по формуле (2.6):

 

 

Получаем:

 

 

 

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

 

 

Получаем:

 

 

 

Что ниже допустимого давления 51,0 МПа.

Вес колонны НКТ 102×6,5 по формуле (2.8):

 

 

Получаем:

 

 

 

Осевые напряжения от веса колонны НКТ по формуле (2.9):

 

 

 

Где f=0,785(D2-d2) – площадь поперечного сечения НКТ, м2

f=0,785(0,1022-0,0892)=0,0019 м2

 

Получаем:

 

 

 

Окружные напряжения от внутреннего давления по формуле (2.10):

 

 

 

 

 

 

Получаем:

 

 

Эквивалентное напряжение в НКТ (2.11):

 

 

Получаем:

 

 

 

Выбираем НКТ 102×6,5 категории прочности «Д» так, чтобы:

 

 

 

Для определения радиуса трещины гидроразрыва предварительно найдем время закачки жидкости:

 

где: V – объем закачиваемой жидкости гидроразрыва.

 

 

 

Получаем:

 

 

Динамическая вязкость жидкости:

 

 

 

Проницаемость пласта:

 

 

 

Радиус трещины гидроразрыва:

 

[5],                     (2.14)

где: Q – суммарная подача агрегатов, л/мин;

  - динамическая вязкость жидкости, сПз;

  t – продолжительность закачки жидкости, мин;

  к – проницаемость пласта, Дарси;

  Н – глубина пласта, м.

Получаем:

 

 

 

Рисунок 2.11 – Схема области давлений и радиуса трещины при ГРП

 

В системе СИ эта формула будет иметь вид:

 

 

Получаем:

 

 

3 Экономическая часть

 

3.1 Особенности организации труда и заработной платы

 

Организация труда на любом предприятии в том числе и в нефтедобывающем представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный выбор, расстановку и использование рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

• организация и обслуживание рабочего места;
• расстановку рабочих кадров;
• режим работы;
• охрану труда и обеспечение технической безопасности;
• подбор, подготовку и повышение квалификации работников.

В комплексном цехе по добыче нефти и газа работают две бригады, в каждой бригаде по 30 человек. Бригады работают вахтовым методом, по 15 дней, рабочий день длится 12 часов. Начальник и заместитель начальника работают по 20 дней. Оплата труда рабочих производится по повременно -премиальной, сдельно - премиальной и косвенно - сдельной системам оплаты труда.

Рабочие, имеющие отклонения при выполнении производсвенного процесса от нормальных условий труда имеют доплату до 12% тарифной ставки за работу в и вредных условиях.

Рабочие, занятые на непрерывном производстве, как операторы по добыче, дежурные слесари-ремонтники, аппаратчики опреснительных установок, котельных установок, помощники бурильщиков и операторы подземного ремонта скважин, сменные технологи и мастера получают доплату за работу в ночное время в размере 20% тарифной ставки.

Бригадной формой организации труда охвачено 78% численности рабочих.

Мастерам и другим инженерно-техническим работникам устанавливают надбавки к должностным окладам до 30% за высокую квалификацию. Часовые тарифные ставки определяются в установленной форме.

 

 

3.2 Анализ техннко - экономических показателей разработки месторождения Кумколь

 

Месторождение Кумколь находится на этапе промышленной разработки, характеризующийся разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.08 года пребывает 308 скважин, из которых 272 действуют и 36 бездействующих. На месторождении по сравнению с темпами разбуривания наблюдается большое отставание в промышленном обустройстве объектов разработки. В связи с этим пробуренные и законченные строительством скважины длительное время не вводится в эксплуатацию. Фактическая добыча нефти за 2012 год составила 2559 тыс. тонн, добыча газа 107 млн. м3. Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 214 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел, что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 2012 году по месторождению Кумколь составляет 90 т/сут.

Технико-экономические показатели представлены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1.

Технико-экономические состояние «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» за 2012 год

 

Показатели	2012 год
	план	факт
Товарная продукция в действующих ценах тыс.тг.	6604441	6780571
Фактическая реализация тыс.тг		6309197
Добыча нефти тыс.тонн	1857	1930,7
Товарный объем нефти тыс.тонн	1843,12	1914,7
Потери: а) на магистральном нефтепроводе          б) на промысле	4,2 6,02	2,836 7
На собственные нужды тыс.тонн	8,38	8,33
Добыча нефти по способам эксплуатации а) фонтанным тыс.тонн б) ШГН тыс.тонн	1857	1930,76                1844,32          86,44
Добыча попутного газа млн.м3	54,6	59,5
Объем закачки воды тыс.тонн м3	2463,3	2500,02
Производительность труда тг.		5216
Среднесписочная численность чел. в том числе: ППП. чел.                       рабочих чел.	1240 1068 0	1300 1109 736
Фонд потребления тыс.тг.	1032200	1166986
Среднемесячная зарплата тг.	69368	74807
Объем капвложений тыс.тг.		1992620

 

 

 

Продолжение таблицы 3.1 – Технико-экономические состояние «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» за 2012 год

 

 

 

Показатели	2012 год
	план	факт
Балансовая прибыль тыс.тг.		3932003
Рентабельность по реализации нефти %	70
Рентабельность по товарной продукции %	43
Себестоимость 1-й тонны нефти тг.	2489
Себестоимость реализованной продукции тыс.тг.	3712057

3.3 Анализ эксплуатационных затрат

3.3 Анализ эксплуатационных затрат

 

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на обслуживание скважин, электроэнергию на механизированную добычу и другие нужды, добычу и закачку воды, внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти, амортизационные отчисления, текущий ремонт, оплата труда персонала. За разработки, структура эксплуатационных затрат, включая налоги, характеризуется следующим образом:

• затраты производственного характера            55.1%
• заработная плата, социальное страхование            3.1%
• амортизационные отчисления              23.2%
• аренда основных средств              1.5%
• отчисления в фонд воспроизводства 

минерально-сырьевой базы                      14.9%

• отчисления в дорожный фонд             1.9%

Для определения эксплуатационных расходов по добыче, сбору, транспорту и подготовке нефти и газа в целом по месторождению, а также по отдельным процессам составлен перечень эксплуатационных затрат.

1. Рабочих дней в году - 345

2. Количество поступающего  сырья и выход товарной продукции  по технологической схеме, с учетом  использования сырья на собственные  нужды.

3. Расход электроэнергии, газа, реагентов и воды принят  по материалам расчетов.

4. Обслуживающий персонал  рассчитан по нормативам предприятия.

5. Среднемесячная заработная  плата одного рабочего в размере 20500 тенге.

6. Стоимость электроэнергии  принята по тарифам,  стоимость 1 КВт/ч - 6,56 тенге.

7. Стоимость технической  воды и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты  на основании данных производственных  нефтедобывающих объединений и  с соответствующей корректировкой  на январь 2011 года.

Таблица 3.3.

Нормативы для расчета эксплутационных затрат

 

Наименование	Величина
Производственно-технические материалы для эксплуатации, долл./тонну нефти	5,03
Электроэнергия долл./1000 КВт ч	12,9
Вода долл./1000м3	487,8
Текущий ремонт (от стоимости производственных фондов)	1,5%
Отчисления на капитальный ремонт скважин (в год)	3%
Амортизационные отчисления на восстановление скважин (в год)	6,3%
Отчисления на капитальный ремонт надземных сооружений (в год)	2,2%
Амортизационные отчисления на восстановления на восстановление надземных сооружений (в год)	8%
Прочие расходы (от прямых эксплутационных затрат)	7%
Налог на добавленную стоимость коэффициент 20%	1,2
Цена реализации нефти (с НДС и транспортом), долл./тонна	63,7
Коэффициент реализации нефти	0,996
Расходы на транспорт нефти (без НДС)	5,2

 

 

 

3.4 Анализ себестоимости единицы продукции

 

Себестоимость промышленной продукции это выраженное в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.

Себестоимость является важным экономическим показателем для планов и технико-экономических расчетов, а один из основных элементов, определяющих цен.

В 2010 году себестоимость составила 1416 тенге или 34,5$, а в 2012 году - 1848 тенге или 38,6 $, что объясняется увеличением капитальных вложений на обустройство и разбуривание месторождения.

В 2008 году себестоимость нефти снизилась до 31,5$, что связано с увеличением добычи нефти и уменьшением эксплутационных затрат. В 2009 году также наблюдается снижение себестоимости до 26,8$, а в 2008-20013 годах рост до 32,7 из-за увеличения затрат на ППД.

 

 

 

 

 

 

3.5 Анализ капитальных  вложений

 

Объем капитальных вложений включает в себя:

• Бурение эксплутационных и нагнетательных скважин;

• Затраты на внутрискважинное оборудование;

• Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового поселка и базы промысла;

• Внешнепромысловые коммуникации;

Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.

Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.

Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.                             

Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождения Кумколь.

Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения и расчет капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 3.4. и 3.5.

 

Таблица 3.4.

Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь

 

Стоимость бурения доб. и нагнет. скважин	Стоимость надземного оборудования					всего капита-льных вложе-ний
	Всего	в том числе
		Промы- сел	Подготовка нефти и газа	Инфраст-руктура	Внешние коммуникаци
тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.	тыс.
97296,9	155552	85742	46272,3	8837,5	14700,4	252849