Формирование издержек производства

В 2007 году продолжилось применение метода газоимпульсного  воздействия с использованием погружного генератора импульсного давления - комплекса оборудования компании "Нефтеимпульс". За счет данного метода в 2007 году дополнительно добыто 14,197 тыс.тонн нефти.

В 2007 году было продолжено применение технологии комплексного ударно-волнового  воздействия (УДВ) на Шегурчинском месторождении. Кроме очистки по-рового пространства технология способствует образованию сети новых фильтрационных каналов в виде микротрещин. За счет УДВ дополнительно добыто 8,948 тыс.тонн нефти.

На Архангельском, Ерсубайкинском, Сиреневском, Шегурчинском, Красногорском и Березовском нефтяных месторождениях продолжили закачку композиционных систем на основе биополимеров ксантанового типа (БПК). Данная технология предназначена для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений или их участков, представленных коллекторами разной проницаемости и длительное время разрабатываемых с применением заводнения, когда, нагнетаемая в пласт вода, прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, оставляя неохваченными воздействием низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны продуктового пласта. В этих условиях, полное или частичное отключение от работы промытых горизонтов, приведет к увеличению охвата пласта воздействием, интенсификации добычи нефти и, как следствие, нефтеотдачи в целом. От данного метода получено 7,281 тыс.тонн дополнительной нефти.

В отчетном году продолжили применение технологии кислотой стимуляции карбонатных и терригенных пластов-коллекторов  на основе кислотных композиций "КСК" с регулируемой кинетикой реакции.

Состав "КСК" предназначен для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора порового, трещиноватого, кавернозного типа и их разнообразные сочетания, а также и терригенные пласты, путем кислотной стимуляции и увеличения приницаемости призабойной зоны и удаленных интервалов пластов-коллекторов.

Технология "КСК" основана на применении новых кислотных  композиций: КСМД, ПАКС, ВЗКС, ГКК.

В данном случае применялся ПАКС (поверхностно-активных кислотный состав) — основа технологии кислотной обработки порово-трещиноватых карбонатных коллекторов. Технология предполагает закачку в пласт при больших скоростях оторочки ПАКС и ее продавку в глубь пласта.

Механизм  действия ПАКС основан на усилении кислотного воздействия за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз, изменения смачиваемости поверхности породы, увеличения глубины проникновения обрабатывающего состава, снижения скорости реакции, более полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении.

ПАКС может  применяться в процессе первичной  кислотной обработки при освоении пробуренной скважины, для обработки пласта под давлением, в технологии кавернонакопителей и др.способах СКО.

Данная технология в 2007 году была применена на Шегурчинском, Ямашин-ском, Красногорском и Березовском нефтяных месторождениях. Дополнительная добыча нефти от применения данного метода составила 5,330 тыс.тонн.

Данные по дополнительной добыче нефти от гидродинамических  и третичных методов в 2007 году по технологиям, применяемым на месторождениях НГДУ "Ямашнефть" (с учетом переходящих скважин), сведены в таблицу 4.4.

  Таблица  4.4.

№№ пп	Методы увеличения нефтеотдачи пластов	2007 год		2008 г.
			факт	% к добыче от третичных методов	план
1	2	3	4	5
1.	Гидродинамические методы	236605		230000
2.	Третичные методы - всего	282907		300000
2.1.	Физические	13947	4,9	16373
	Горизонтальное  бурение (303)	6792	2,4	4055
	Бурение вторых стволов (301, 304)	5644	1,99	5843
	Радикальное вскрытие пластов	401	0,14	1000
	Гидроразрыв пластов	1110	0,39	2000
	МЗС			3476
2.2.	Физико-химические	268960	95,0	283626
	Стимуляция  работы скважин	190588	67,4	174501
	а) с целью обработки призабойной  зоны пласта	180987	63,9	152419
	нскв	24374	8,61	4200
	гскв	2055	0,72	1680
	кнн	56371	19,9	29900
	Скрид	446	0,15
	ТБИВ	1114	0,39	1200
	СНПХ-9010	19454	6,87	29370
	СНПХ-9021 (9022)	866	0,31	-
	НБП	62	0,02	-
	Комплексное воздействие	12553	4,43	4790
	ДП+ТБИВ	753	0,26	33
	ДП	291	0,10	-
	ТБХО	456	0,16	-
	КПАС	14541	5,14	30300
	ТатНО-20011	1738	0,61	-
	КТУН	54	0,01	-
	Комбинированное воздействие	1331	0,47	-
	Нефтегаз	586	0,21	-
	ГИВ	15490	5,47	15600
	УДВ	8948	3,16	12004
	ИПВ	315	0,11	-
	Для КХДВ-СНПХ-9030	11667	4,12	14005
	ПАКС	5330	1.88	4800

Дополнительная  добыча нефти по МУН в тоннах

1	2	3	4	5
	СНПХ-935О	2096	0,74	3161
	Экспресс-технология для ТХО.... КРК-А	96	0,03	-
					1376
	б) с целью воздействия на пласт	9601	3,39	22083
	АХВ	210	0,07	-
	ДВВ	9321	3,29	7792
	НРД	70	0,02	-
	СТГГ-80			491
	цнско			13800
	Водоограничение	9693	3,42	9830
	СНПХ-9633	1370	0,48	300
	ВУС	3268	1,15	3060
	ЩСПК+ НСL	2308	0,81	1920
	мсгс	414	0,14	-
	Кристалл	535	0,18	-
	эв	1798	0,63	1680
	мпс			1655
	щпк			1215
	Всего по добывающим скважинам:	214228	75,7	184332
	Нагнетательные  скважины:	68679	24,2	99294
1.	Создание  оторочки с целью увеличения Квыт	7089	2,51	4838
	Создание  оторочки ПАА	3168	1.11	73
	ГЕОС-К	1407	0,49	2525
	СНПХ-ВМС	2514	0.88	1440
	ЛПК			800
2.	Потокоотклоняющие	59514	21,0	94456
	вдс	2985	1,05	2341
	СПС	10339	3,65	4320
	ОПР по СПС ("Кем-Трон")	15505	5,48	30184
	КПС(УПХ-ЮО)	2343	0,82	2910
	КПС ("Кем-Трон")	19753	6,98	30615
	Ксантан	7281	2,57	18686
	ПОРС	226	0,07	-
	ВУКСЖ	1082	0,38	5400
3.	Выравнивание профиля приемистости	2076	0,73	-
	Темпоскрин	6	0,002	-
	Гидрофобная эмульсия	2070	0,73	-

 

 

 

 

 

В нефтегазодобывающем  управлении «Ямашнефть» (ОАО «Татнефть») на протяжении последних лет ведутся  работы по совершенствованию системы  сбора, транспорта и подготовки нефти. Опытно-промышленной площадкой для  испытания новых технологий является Архангельское месторождение.

Так, на 4 групповых замерных насосных установках (ГЗНУ) этого месторождения  внедрены мультифазные винтовые насосы для совместной транспортировки  нефти и попутного нефтяного  газа. Это позволило осуществить  сбор всего добываемого попутного газа в двух точках – ДНС-8 и ГЗНУ-4304.

Выбор установки российского  производства был обусловлен следующими факторами:

- стоимость ниже зарубежных аналогов в 2-2,5 раза;

- гарантированная заводом-изготовителем работа АГП на топливном газе с высоким содержанием сероводорода – до 4 % ;

- легкий запуск в условиях низких температур, простота эксплуатации;

- короткий срок окупаемости;

- дешевая электроэнергия (39 к./кВт.ч).

Станция АГП-200 размещена  в утепленном контейнере габаритами 6х3х2,8 м, в котором предусмотрено автономное отопление от масляных радиаторов, система освещения, система глушения выхлопных газов. Для естественной вентиляции предусмотрены жалюзи на дверях и стенках контейнера. Вырабатываемая электрическая энергия через повышающий трансформатор 0,4/10 кВ поступает в сеть энергоснабжения объектов добычи нефти.

АГП-200 состоит из шести  основных компонентов: рама, двигатель, генератор, радиатор, силовой щит, шкаф управления.

К настоящему времени  наработка станции составляет более 4 000 моточасов (более 200 суток). За этот период выработано более 200 тыс. кВт.ч электроэнергии на сумму около 310 тыс. рублей (при тарифе 1,5 р./кВт.ч.). При этом утилизировано 300 тыс. м3 попутного газа. Энергия, вырабатываемая электростанцией АГП-200, питает 19 добывающих скважин и насосные агрегаты перекачки нефти ДНС-8.

В текущем году в НГДУ «Ямашнефть» планируется ввести еще 4 газопоршневые установки –  две из них мощностью по 350 кВт, две – по 200 кВт. Они позволят утилизировать  до 1,75 млн м3 ПНГ и будут вырабатывать ежегодно 4,2 млн кВт.ч электроэнергии.

Таким образом, НГДУ, наряду с утилизацией попутного газа, обеспечивает себя сравнительно дешевой  электроэнергией. А использование  оборудования отечественного производства позволяет не только получить дополнительную экономию, но и является способом поддержки российской экономики в целом.

Таблица 4.5.

Исходные данные для  расчета эффективности использования АГП-200 на ГЗНУ

№ п/п	Показатели	Ед.	Значение
		изм.
1	Количество оборудования
	ГПЭС (1 - в работе, 0 – в резерве)	шт.	1
	Доп.оборудование	шт.	1
	ЛЭП	км	0,4
2	Стоимость единицы оборудования с СМР и ПИР
	ЭС мощностью 200 кВт	тыс.руб.	1 864,0
	Доп.оборудование	тыс.руб.	2 146,7
	ЛЭП	тыс.руб.	970,0
3	Капитальные вложения с  СМР	тыс.руб.	6 292,8
	в т.ч.  оборудование	тыс.руб.	4 011,0
	АГП-200	тыс.руб.	1 864,4
	Доп.оборудование + обустройство	тыс.руб.	2 146,6
	ЛЭП	тыс.руб.	388,0
	ПИР	тыс.руб.	1 893,8
2	Норма амортизационных  отчислений
	АГП-200	%	16,7
	Доп.оборудование	%	6,7
	ЛЭП	%	6,7
3	Амортизационные отчисления	тыс.руб.	795,3
	АГП-200	тыс.руб.	626,4
	Доп.оборудование	тыс.руб.	143,1
	ЛЭП	тыс.руб.	25,9
4	Годовой объем газа	тыс.м3	417,0
5	Коэффициент эксплуатации АГП-200	коэф.	0,80
6	Плановая средняя стоимость  кап.ремонта АГП-200  на 3-й год	тыс.руб.	930
7	Налог на имущество	%	2,2
8	Налог на прибыль	%	20
9	Норма дисконтирования	%	10