CC BY
33
УДК 622.245.422.4 Кукаев Мерген Басангович,
Бакалавр, профиль «Нефтегазовое дело», ФГБОУ ВПО Уфимский
государственный нефтяной технический университет
Kukaev Mergen Basangovich, Bachelor profile "Oil and Gas Business" FSBEI HE [email protected] Губайдуллин Ильдар Газнаевич
бакалавр профиль «Нефтегазовое дело», ФГБОУ ВО УГНТУ (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Кольцевая, д. 8/3). Gubbaidullin Ildar Gaznayevich, Bachelor profile "Oil and Gas Business" FSBEI HE USPTU (Russia, 450062, Republic of Bashkortostan, Ufa, Koltsevaya St., 8/3).
Саттаров Шероз Муродович, бакалавр профиль «Нефтегазовое дело», ФГБОУ ВПО УГНТУ (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Кольцевая, д. 9).
Sheroz Sattarov Murodovich, Bachelor profile "Oil and Gas Business" FSBEI HE USPTU (Russia, 450062, Republic of Bashkortostan, Ufa, Koltsevaya St.,
9).
Баратов Шухрат Фуркатович, бакалавр профиль «Нефтегазовое дело», ФГБОУ ВПО УГНТУ (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Кольцевая, д. 9).
Baratov Shuhrat Furkatovich, Bachelor profile "Oil and Gas Business" FSBEI HE USPTU (Russia, 450062, Republic of Bashkortostan, Ufa, Koltsevaya St.,
9).
Повышение экономической эффективности путем внедрения новой рецептуры в тампонажный раствор
Аннотация. В статье рассмотрена экономическая эффективность путем снижение себестоимости на добычу одной тонны нефти при использовании применения в тампонажный раствор добавки NaCl и CaCl2
1
в концентрации 5%,. Показана актуальность снижения времени ожидания затвердения тампонажных растворов, что положительно влияет повышения прочностных показателей цементного камня и его сцепления с обсадными колоннами. Объектами исследования выступали - портландцемент марки ПЦ-1-50; соли КаС1 и СаС12 в концентрациях 5, 10, 15 и 20%. Использовали отношение воды к цементу равное 0,5 и различные концентрации солей для приготовления тампонажного раствора. Применяли стандартное оборудование и методики, рекомендуемые производителями оборудования или согласно ГОСТ.
Ключевые слова: экономическая эффективность, себестоимости добычи нефти, тампонажный раствор, концентрация солей.
Increase in economic efficiency by introducing a new formulation into
a grouting mortar Abstract. The article shows the possibility of applying 5% concentration in NaCl and CaCl2 in grouting mortars, the economic effectiveness of harm reduction for the extraction of one ton of oil using the proposed formula. The urgency of reducing the waiting time for hardening of grouting mortars, of increasing the strength parameters of cement stone and its adhesion to casing strings is shown. The objects of research were portland cement PC-1-50; salts of NaCl and CaCl2 in concentrations of 5, 10, 15 and 20 %. The ratio of water to cement was 0,5 and various concentrations of salts were used to prepare a grouting mortar. Standard equipment and methods recommended by the equipment manufacturers or according to GOST were used.
Key words: economic efficiency, cost of oil production, salt concentration, bending and compression strength, density, adhesion.
Важным условием длительной эксплуатации скважины является улучшение качества крепления скважины. Довольно распространенной проблемой является низкая адгезия цементного камня и горной породы.
Нарушение герметичности контакта - главная причина формирования межпластовых перетоков, которые впоследствии увеличивают стоимость эксплуатации скважины, по причине снижения межремонтного периода. Для этого используем соли различных концентраций [1].
В этой связи актуальным является поиск вида и концентрации солей, добавляемых в раствор для цементирования, способствующих достижению вышеуказанных технических результатов.
Целью работы является определение влияния солей КаС1 и СаСЬ различных концентраций на свойства цементного раствора и камня, для повышения экономического эффекта.
В этой связи были проведенены экспериментальные исследования влияния солей на сроки схватывания ПЦ (таблица 1) и на предел прочности цементного камня (таблица 2).
Таблица 1 - Влияние КаС1 и СаСЬ на период схватывания ПЦ-1-50 при В/
Ц=0,5
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) р=1800кг/м3 2Я=25см ПЦ-1-50 + 5% соли р=1810кг/м3 2Я=25см ПЦ-1-50 + 10% соли р=1820кг/м3 2Я=25см ПЦ-1-50 + 15% соли р=1830кг/м3 2Я=25см ПЦ-1-50 + 20% соли р=1850кг/м3 2Я=25см
ШС1
Начало схватывания 4ч 20мин 3ч 05мин 9ч 40мин 10ч 50мин более 11 ч
Конец схватывания 7ч 40мин 6ч 50мин более 11ч более 11 ч более 12ч
СаСЬ
Начало схватывания 4ч 20мин 20мин 45 мин 1ч 25мин 2ч 20мин
Конец схватывания 7ч 40мин 45мин 2ч 20мин 3 ч 10мин 3ч 50мин
Согласно таблице 1 время начала и конца схватывания сокращается при использовании 5%-ой концентрации соли КаС1 и 5-10%-ой СаСЬ , а
при последующем повышении содержания соли происходит рост изучаемых параметров относительно исходного ПЦ.
Исходя из исследованиям Л.Б. Измайлова, сминающее давление может быть увеличено на 25-40% посредством цементного кольца, но, если прочность на сжатие цементного камня равна или превышает прочность растяжения породы или не меньше 1,2 МПа, то влияние цементного кольца незначительно [2].
Были проведенены опыты на прочность цементного камня при сжатии и изгибе, согласно таблице 2 получилось увеличение прочности при добавлении солей концентрациями 5, 10%, а при 15, 20% уменьшается. Таблица 2 - Влияние №С1 и СаСЬ на прочность при изгибе цементного
камня
Сухая смесь ПЦ-1-50 (чистый) ПЦ-1-50 + 5% соли ПЦ-1-50 + 10% соли ПЦ-1-50 + 15% соли ПЦ-1-50 + 20% соли
ШС1
Изгиб, МПа 3,09 3,77 3,72 2,39 1,59
СаС12
Изгиб, МПа 3,09 3,93 2,78 1,81 0,585
Расчет проводился для условий деятельности предприятия ОАО Сургутнефтегаз "УПРР" на Лянторском месторождении.
Таблица 3 - Исходные данные для расчета экономической эффективности
Показатели Заменяемая рецептура Новая рецептура
1. Цель бурения Эксплуатация
2. Способ бурения Объемный
3. Вид привода Электрический
4. Глубина скважины, м 226 2262
5. Интервал применения, м 790-2262 790-2262
6. Высота подъема цемента, м 1472
7. Диаметр обсадной колонны, мм 168
8. Диаметр скважины, мм 215,9
9. Расход материалов на цементирование скважины, т/скв -
- ПЦТ-1-50 - Гидроцем С -Цемпласт МФ -СаСЬ -ЫаС1 17,49 0,052 0,052 17,49 1,749 0,875
Итого, т 17,542 20,334
10. Цена стоимость материалов, тыс руб/т - ПЦТ-1-50 - Гидроцем С - Цемпласт МФ - Добавка СаС12 5% - Добавка №С1 5% 2,53 129,0 173,0 25,0 10,0
1 1 . Стоимость тампонажного раствора, тыс. руб 17,542 • 2,53+0,052 • 129+73 • 0,052= =54,75 19,439 • 2,53+0,1 • 25+10 • 0,1= =37,07
12.Увеличение затрат на новую рецептуру тампонажного раствора, тыс руб 37,07-54,75=-27,68
13.Среднегодовое количество проводимых кап р е м о н то в н а од н у скважину 0,0081 0,0056
14.Стоимость капремонта, тыс руб 2010,0 2010,0
15.Продолжительность капитального ремонта, сут. 16 16
16. Средний дебит, т./сут. 12 12
17. Годовой объём добычи, тыс т. 1533,0 1533,0
Ус ловно-переменные затраты на добычу одной тонны нефти, руб 2488,7 -
Ус ловно-постоянные затраты на добычу одной тонны нефти, руб 3977,4 -
Себестоимость добычи одной тонны нефти, руб/т. 6466,1 -
Объём внедрения, скв. - 4
AQ = АТ ;• q • k • N = An • t • q • k • N = (0,0081 - 0,0056) • 16 • 12 • 1 • 4 =
оои рем l э нов.скв рем рем 1 э нов.скв \ ' ' /
= 1,92 т.
йож = Qrod + Qdon = 1533,0 + 0,0168 = 1533,00168 тыс т;
?
ЬЗрем = ьпрем • Срем • NHoecKe = (0,0081 - 0,0056) • 2010,0 • 4 = 20,1тыс р
Себестоимость на добычу одной тонны нефти при использовании предложенной мной рецептуры тампонажного раствора [3]:
АЗ,
З ■ Q + (С ±-■ Q
пер \ су.пос. ^ гт! / г>
Q ■ т
Сс =--^ож
0-ож
где Ссу.пер- условно-переменные затраты на добычу одной тонны нефти, руб;
Ссу.пос. - условно-постоянные затраты на добычу одной тонны нефти,
руб;
Т - Срок окупаемости внедряемого изобретения, г.; ДЗбур - изменение затрат при бурении, тыс руб.
27 68 • 4
2488,7 • 1533,00168 + (3977,4--'-) -1533,0
15 • 1533,00168
Сс =-^-= 6466,036 руб/т.
н 1533,00168
ДСс = Сс - Ссн = 6466,1 - 6466,036 = 0,064 руб/т
Себестоимость нефти уменьшилась на 0,064 руб/т.
Находим экономический эффект введения новой рецептуры тампонажного раствора:
Э = (ДСс • 0ож + ДЗрем ) • 0,8 = (0,064 • 1533,00168 + 20,1 • 4) • 0,8 = 142,809 тыс руб.
В данной работе были проведенены исследования с добавлением солей в тампонажный раствор для повышения экономической эффективности деятельности предприятия ОАО Сургутнефтегаз «УПРР». Цель данной оценки заключалась в том, чтобы определить изменение себестоимости нефти, затрат на ремонт и ожидаемого обьема добычи.
Экономическая эффективность - это экономический эффект, приходящийся на один рубль капитальных вложений, обеспечивших этот эффект, равен 142,809 тыс руб. на четыре скважены, соответсвенно на одну 35,702 тыс руб. Снижение себестоимости буровых работ, путем сокращения времени на ОЗЦ, что позволяет уменьшить затраты на простои.
Выполнив опыты, получили положительное влияние солей КаС1 и СаС12 на исследуемые технические характеристики тампонажного раствора и цементного камня. Выявлено, что предпочтительными являются концентрации солей в пределах 5%, способствующие улучшению показателей схватывания, повышению предела прочности. Тем самым сокращаем время на ОЗЦ при креплении кондуктора и промежуточной колонны из-за их большого диаметра.
Литература
1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф., Химия тампонажных и промывочных растворов // Недра, 2011. - С. 266.
2. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.Москва "Недра". -1988. - 221 с.
3. Гринберг, Р.С. Экономическая эффективность и предпринимательства и социальная ответственность фирмы [Текст] /Р. С. Гринберг// Общество и экономика. - 2006. - № 9. - С. 9-18.
References
1. Agzamov FA, Izmukhambetov BS, Tokunova EF, Chemistry of oil-well and washing solutions // Nedra, 2011. - p. 266.
2. Bulatov A.I., Mariampol'skij N.A. Regulirovanie tehnologicheskih pokazatelej tamponazhnyh rastvorov [Regulation of technological parameters of oil wells]. Moskow "Nedra". 1988. 221 p (in Russian).
3. Greenberg, R.S. Economic efficiency and entrepreneurship and social responsibility of the firm [Text] /Р.С. Grinberg // Society and Economics. -2006. - No. 9. - P. 9-18.
