62
В приложении 9 показана динамика дебита газа на скважине №126
Харьягинского ПХГ. Начиная с 2016 года наблюдалось постепенное
падение количества добываемого газа вследствие разрушения призабойной
зоны пласта выноса песка со 190 тыс.м
3
/сут до 70 тыс.м
3
/сут в 2016 году.
Это было обусловлено необходимостью уменьшения допустимых
депрессий на ПЗП с целью предотвращения дальнейшего разрушения и
полной остановки работы скважины.
Как видно из рисунка 3.3, в результате применения данной
технологии был получен прирост производительности по скважине № 123
– 84 тыс. м
3
/сут, по скважине № 126 – 190 тыс. м
3
/сут.
Рисунок 3.2 – Анализ максимальной суточной производительности
скважин ПХГ до и после закачки полимерного состава
Химеко-П
По каждой скважине был рассчитан экономический эффект (Таблица
15).
63
Величина чистой прибыли по скв. № 123 составила 1 335 460 руб.
при работе скважины с максимальной производительностью в течении 44
дней (при затратах 245, 20 тыс. руб.), по скв. № 126 ― 3 003 010 руб., при
работе скважины с максимальной производительностью в течении 40 дней
(при затратах 245, 20 тыс. руб.).
Таким образом, затраты на проведение ремонтных работ окупились в
первый год, что рентабельнее, чем проведение ремонта с установкой
фильтров, стоимость которого в среднем составляет 5-6 млн. руб.
Таблица 15
Экономический эффект по скважинам №№123,126, рассчитанный
после проведения обработки пескоукрепляющим составом Химеко-П
№ п/п
Наименование показателей
Единица
измерения
Количество
1
Исходные данные
Скважина
№ 123
№ 126
1.1
Производительность скважины в 2015/2016 гг.
тыс.м3/сут
150,0
70,0
1.2
Максимальная достигнутая производительность
скважин в 2016/2017 гг.
тыс.м3/сут
234,0
263,0
1.3
Время работы скважины с максимальной
суточной произщводителоьностью в период
отбора 2016/2017 г
Сут.
44
40
1.4
Стоимость проведения работ (без НДС)
тыс.руб.
165 697,0
165 697,0
1.5
Время проведения работ бригадой КРС
Час.
10,08
10,08
1.6
Стоимость бригадо-часа бригады КРС (без НДС)
тыс.руб./ч
6,16
6,16
2
Расчет экономической эффективности
2.1
Среднесуточный объем дополнительно добытого
газа на одной скважине за счет применения новой
технологии
тыс.м3
84,0
193,0
2.2
Объем дополнительно добытого газа (в период
отбора)
тыс.м3
3 696,00
7 720,00
2.3
Прибыль от реализации дополнительно добытого
газа за счет применения новой технологии
тыс.руб
1 914,53
3 998,96
2.4
Затраты на проведение обработки ПЗП
тыс.руб
245,20
245,20
2.5
Прибыль от внедрения разработки
тыс.руб
1 669,33
3 753,76
2.6
Чистая прибыль
тыс.руб
1 335,46
3 003,01
Разработанная композиция на основе кремнийорганичекого
полимера и технология ее применения показала свою высокую
64
эффективность при борьбе с выносом песка на объектах подземного
хранения газа (ПХГ). Использование данной технологии позволяет
уменьшить пескопроявление, продлить срок эксплуатации
внутрискважинного оборудования, снизить затраты на проведение
капитального ремонта скважин, увеличить производительностью скважин.
65
Заключение
В первом разделе работы приведено описание Харьягинского
месторождения. Месторождение нефти расположено на территории
Ненецкого автономного округа Архангельской области в 165 км к юго-
востоку от г. Нарьян-Мара и в 60 км севернее Возейского месторождения.
История разработки месторождения насчитывает уже несколько
десятилетий.
По размеру запасов месторождение относится к крупным, по
геологическому строение к сложным. Всего на месторождении выделено
более 6 объектов разработки, Фонд скважин в основной эксплуатируется
механизированным способом с применение различных видов насосов и
оборудования.
Характерной особенностью нефтей Харьягинского месторождения
является высокое содержание парафина. Содержание парафина в учтенных
балансом залежей нефти по данным различных определений колеблется
7,07 до 43,57 % вес.
В четырех залежах (пласты 5,3,2 в верхней перми Северном куполе и
пачка основных песчаников среднем девоне Южного купола ) содержание
парафина колеблется от 7,07 до 10 % вес, в трех залежах пласта 3 в
верхней перми на «Северо-западном осложнении», рифогенные известняки
верхнего девона и пачка «верхних песчаников» среднего девона на
Северном куполе содержание парафина изменяется от 10 % (вес) до 20 %
(вес) и в остальных залежах, приуроченных к среднедевонским
отложениям, с запасами содержание парафина превышает 20% вес.
Второй раздел работы содержит сведения о состоянии разработки 1,
4, 5 и 6 объектов разработки. Приведено число скважин на каждый объект
разработки. Основное внимание в тексте уделено движению фонда
скважин, проведенным ГТМ. Нефть Харьягинского нефтяного
66
месторождения содержит до 32,1 % парафиновых отложений, до 4,54 %
смол, до 7,6 % асфальтенов, что ведет к отложению парафина на стенках
насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трапов, промысловых
нефтепроводов и емкостей при добыче парафинистой нефти.
Осложнения, вызываемые отложениями парафина на Харьягинском
месторождении, приводят к уменьшению коэффициента продуктивности
призабойной зоны, снижению производительности скважины и
межремонтного периода, и, следовательно, к уменьшению добычи нефти.
Отложения парафина в наземных коммуникациях и емкостях снижают их
производительность, увеличивают непроизводственные затраты на
перекачку.
В 2016 году показатели объема работ в эксплуатации улучшились по
сравнению с прошлым годом. За счет увеличения среднегодового
действующего фонда на 194 скважин, увеличился календарный фонд
времени действующего фонда скважин в 2016 году увеличился на 1 663
800 скважино-часов (14 %) по сравнению с 2015 годом. Количество
простоев скважин увеличилось на 77 772 ч. Удельный вес времени
эксплуатации действующего фонда скважин в 2016 году незначительно
уменьшился и составил 94,75% от календарного фонда скважин. Удельный
вес времени простоя наоборот также незначительно снизился. В результате
этого коэффициент эксплуатации в 2016 году не изменился и составил
0,947.
Третья очередь Харьягинского месторождения.
На 139-й кусте Харьягинского месторождения три действующие
скважины, и каждая – с разным дебитом, от 20 до 50 кубометров в сутки.
В действующем фонде КЦДНГ-7 работают на таком относительно
новом направлении, как одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ), на
одной скважине одновременно добывают нефть из разных объектов
разработки,пробурена скважина, которая вскрывает несколько
67
эксплуатационных объектов. Их разобщают при помощи пакера, чтобы
давление одного пласта не передавливало второй. И в нормальном режиме
добывают нефть из обоих: из верхнего – штанговым насосом, из нижнего –
электроцентробежным. Таким образом, одна и та же скважина оснащается
и ШГН, и ЭЦН.
Проблема высокой парафинистости «сырой» нефти решается самым
надежным способом было и остается оснащение скважин греющими
кабелями. Где парафиновые отложения не столь интенсивны и особых
проблем при эксплуатации скважин не возникает используются скребки.
Согласно проведенным в 2014 году исследованиям А.В.Павловской
на объектах ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» Харьягинского
месторождения внедрены НКТ с силикатно-эмалевым покрытием, 1
рабочий обслуживает до 5 скважин, до этого 1 рабочий обслуживает 2,14
скважины. Смена проволоки производится 1 раз в 2 месяца. После
перехода на новую НКТ смена проволоки производится 1 раз в 6 месяцев,
следовательно сокращается количество спускоподъемных операций
и позволяет экономить МТЦ: стоимость 1 бухты скребковой проволоки —
295,75 тыс. руб.; 1 бухты проволоки хватает на 5 скважин. Предприятие
получает прибыль в размере 959 740,68 тыс. руб. от дополнительной
добычи нефти при использовании НКТ с силикатно-эмалевым покрытием.
ООО «Лукойл-УсинскНефтеГаз» в лице 7-го добывающего цеха
усинского ТПП на Харьягинском месторождении осуществляет
деятельность на четырех так называемых объектах разработки из шести.
Это первый (девонский период), четвертый и пятый (пермский период), а
также шестой (триас). Естественно, нефть добывается с разных глубин: от
четырех до полутора километров. Второй и третий объект разработки на
Харьяге согласно соглашению о разделе продукции находится в ведении
компании Total.
68
В 2014 году на объектах КЦДНГ-7ь были разбурены девять
эксплуатационных скважин. На 2015 год запланировано сдать уже более
20, и в дальнейшем также продолжать в высоком темпе.
Запланированы мероприятия, которые направлены на увеличение
объемов добычи нефти. В текущем году на ряде скважин предполагается
проводить гидроразрывы пласта, в том числе кислотные по Восточной
Харьяге.
Планируются различные методы интенсификации добычи, такие как
реперфорация, перевод скважин на другие горизонты и т.д. Продолжается
также внедрение телеметрических систем: сегодня параметры работы
практически любой скважины в режиме он-лайн отслеживаются с пульта
диспетчера промысла.
Прибыль на газовых скважинах №№123,126 после проведения
обработки пескоукрепляющим составом Химеко-П составила
соответственно 1 669,33 тыс. руб. и 3 755, 76 тыс. руб..
69
Список использованных источников
1. Абрютина, М. С. Анализ финансово – экономической
деятельности предприятия [Текст]. – Москва: ДИС, 2014. – 272 с.
2. Александрова, К.Ф. Библиографическое описание документа
[Текст]: методические указания / К.Ф. Александрова, Н.А. Михайлова. –
Ухта: Изд-во УГТУ, 2015. – 38 с.
3. Анализ финансовой отчётности. / Под ред. О. В. Ефимовой, М.
В. Мельник. – Москва [Текст]: Омега-Л, 2016. – 452 с.
4. Анализ хозяйственной деятельности предприятия. /Под ред. Л. П.
Ермоловича. – Минск [Текст]: Интепресссервис: Экоперспектива, 2013. –
576 с.
5. Антюганов, С. В. [Текст] Антикризисное управление
предприятием в условиях экономических реформ. Автореферат, дис. канд.
экон. наук /ВолгоВятская академия гос. службы, Н. Новгород, 2012. – 24 с.
6. Бакадоров, В. Л. [Текст] Финансово-экономическое состояние
предприятия. – М.: Приор, 2013. – 96 с.
7. Балабанов, И.Т. Финансовый анализ и планирование
хозяйствующего субъекта [Текст] – Москва: Финансы и статистика, 2012.
– 207 с.
8. Балабанов, И.Т. Основы финансового менеджмента [Текст] –
Москва: Финансы и статистика, 2012. – 528 с.
9. Бердникова, Т. Б. Анализ и диагностика финансово –
хозяйственной деятельности предприятия [Текст] – Москва: Инфра-М,
2012. – 224 с.
10. Бланк, И.А. Финансовый менеджмент. – Киев [Текст] : Эльга:
Ника – центр, 2013. – 527 с.
70
11. Боумэн, К. Основы стратегического менеджмента /Пер. с англ.
под ред. Л.Г. Зайцева, М. И. Соколовой [Текст] – Москва: Банки и биржи,
ЮНИТИ, 2015. – 175 с.
12. Бочаров, В. В. Финансовый анализ [Текст] – СПб.: Питер, 2013. –
218 с.
13. Вахрин, П. И. Финансовый анализ в коммерческих и
некоммерческих структурах [Текст] – Москва: Дашков и Ко, 2013. – 224 с.
14. Веснин, В. Р. Основы менеджмента [Текст]: Учебник. – М.:
Институт международного права и экономики. Издательство «Триада,
Лтд», 2012. – 384 с.
15. Виханский, О. С., Наумов, А.К. Менеджмент [Текст]: Человек,
стратегия, организация, прогресс. Учебник, Москва: Изд. МГУ, 2013. –
364 с.
16. Внутрифирменное бюджетирование [Текст]: В.Е. Хруцкий,
В.В. Гамаюнов – 2-е изд., перераб. и доп. – Москва: Изд. «Финансы и
статистика», 2013. – 268 с.
17. Гаврилова, А. Н., Попов, А. А., Финансы организаций
(предприятий) [Текст] – Москва: Кнорус, 2013.
18. Герасимова, В. А. Анализ финансово – хозяйственной
деятельности предприятия в вопросах и ответах [Текст] – Москва: Дашков
и Ко, 2013. – 224 с.
19. Донцова, Л. В., Никифорова, Н.А. Комплексный анализ
бухгалтерской отчетности [Текст] – Москва: Изд-во «Дело и сервис», 2014.
– 367 с.
20. Елисеева, И. Н., Юзбашев, М.М. Общая теория статистики
[Текст]: Учебник. – Москва – Финансы и статистика, – 2014. – 542 с.
21. Ефимова, О. В. Финансовый анализ [Текст] – Москва:
Бухгалтерский учет, 2013. – 351 с.