Анализ эффективности технологий водоизоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Концентрации реагентов в рабочем растворе:

- содержание базового концентрата ксантана в закачиваемом растворе составляет 15-30% (по основному действующему веществу 0,15 - 0,3%); Базовый раствор содержит количество ксантана, способного образовывать стабильные гелеобразные структуры при разведении до 8 раз включительно. Наиболее оптимальные разведения базового раствора ксантана, используемыми при реализации технологии находятся в диапазоне 4 - 6 раз. Выбор разведения (концентрации реагентов) осуществляется исходя из приемистости обрабатываемой скважины (таблица 10), и указывается в плане работ.

- диапазон содержания АХ в закачиваемом растворе составляет 0,05 - 0,1%.

Увеличение концентрации АХ в указанном диапазоне приводит к образованию более прочных сшитых структур, но процесс гелеобразования становится более продолжительным. Наиболее предпочтительным фактором является получение прочных сшивок, поэтому при выборе концентрации АХ следует ориентироваться на верхние пределы содержания сшивателя в закачиваемом растворе - 0,075 - 0,1%.

Закачка композиции ксантана в скважину осуществляется в следующем порядке:

Доставить на скважину все необходимые материалы и оборудование, провести обучение работающего персонала в соответствии с планом работ.

Для осуществления технологии требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой биополимера ксантанового типа и АЦ с пресной водой (в случае если в системе ППД используется минерализованная вода) в количестве необходимом для реализации технологии.

Непрерывность реализации технологии обеспечивается параллельным ведением работ по приготовлению композиции (задействован один насосный агрегат) и по закачке приготовленной композиции (задействован второй насосный агрегат).

Работы по реализации технологии проводятся при температуре окружающей среды выше 0°С. Общая схема монтажа и обвязки оборудования приведена на рисунке 5.

Перед началом работ исполнителем работ в присутствии представителя заказчика производится замер приемистости скважины на трех режимах работы насосного агрегата. При этом значение величины давления на минимальном и максимальном режимах работы должно различаться не менее чем на 30 %. Замер приемистости на каждом из режимов осуществляется путем закачки воды в объеме не менее 2 м³. Замер приемистости оформляется актом с подписями представителей заказчика и исполнителя.

Опрессовать нагнетательную линию при давлении, в 1,5 раза превышающем ожидаемое рабочее давление закачки. В случае использования в системе ППД на данном участке (скважине) сточной воды, произвести закачку буферной жидкости, в качестве буфера используется пресная вода в объеме НКТ + 5-10 м³, на 6 м³ буфера.

Технология Ксантан

Приготовление композиции (дозировку см. таблицу 11):

в мерную емкость насосного агрегата из АЦ с пресной водой и АЦ с базовым биополимером (торговой марки БЖК или аналогов) откачать расчетный объем реагентов. Смесь перемешать в течение 30 мин на максимально возможной производительности насосного агрегата до получения однородного раствора, после начала перемешивания, в поток раствора долить необходимый объем ацетата хрома; основным показателем степени однородности раствора и готовности к закачке служит отсутствие плавающего на поверхности недорастворенного базового раствора (концентрата) ксантанового биополимера.

Таблица 11. Количество реагентов необходимое для приготовления 5 м³ рабочего раствора в зависимости от приемистости скважин при допустимом давлении закачки

Приемистость скважины, м3/сут	Объем воды, м3	Объем базового раствора ксантана, м3	Содержание сшивателя АХ (50% раствор), л
150 - 250	4,0 - 4,2	1,0 - 0,8	7,5
250 - 400	3,8 - 4,0	1,2 - 1,0	7,5
400 - 600	3,6 - 3,8	1,4 - 1,2	10,0
600 - 800	3,5 - 3,6	1,5 - 1,4	10,0



Рисунок 5. Принципиальная схема обвязки при реализации технологии Ксантин

Изменение технологического режима закачки и регулирование концентрации компонентов в композиции осуществляется только по согласованию с представителем организации - разработчика технологии.

Процесс закачки композиции ведется при постоянном контроле давления закачки.

При повышении давления закачки (Рзак.) до 0,95 Рдоп. (максимально допустимого давления закачки, установленного для обрабатываемой скважины) закачка рабочего раствора немедленно прекращается, и производится продавка композиции водой для снижения давления в объеме НКТ + 5-10 м³, определяется приемистость на последних 6 м³ воды объемным методом на трех режимах работы насосного агрегата. При снижении давления до Рнач. закачку композиции продолжить, при отсутствии падения давления работы по приготовлению и закачке композиции прекращаются, скважина останавливается на реагирование на 8-10 суток, составляется акт с указанием причины приостановки работ.

После окончания процесса закачки расчетного объема рабочего раствора, продавить композицию в пласт пресной водой в объеме НКТ+ 5-10 м³, определить приемистость на последних 6 м³ воды объемным методом на трех режимах работы насосного агрегата, после чего остановить скважину на реагирование (время гелеобразования) на 8-10сут. Дальнейшая работа скважины осуществляется в соответствии с технологическим режимом.

После выхода скважины на установившийся режим работы снять профиль приемистости (если предусмотрено специальной программой согласованной с НГДУ).

3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)

Исходные данные:

Глубина скважины - 2450 м;

Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;

Приемистость скважины - 0,3 м³/мин;

Диаметр комбинированной колонны заливочных труб - 73?89 мм;

Глубина спуска заливочных труб - 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

Среднегодовая температура - 10°С

Расчёт:

Определяем температуру на забое скважины по формуле (1):

t_заб=t_ср+(0,01-0,025)*Н (7)

где t_заб - температура на забое скважины;

t_ср - средняя температура;

Н - глубина скважины.

Принимаем второе слагаемое за 0,025*Н и подставив численное значение, получим

t_заб=10+0,025*2450=71,3°С

Выбираем тампонажный цемент для "горячих" скважин, время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования

Т_доп=0,75*Т_зат=0,75*105=79 мин. (8)

Определим объём колонны заливочных труб:

V=?*(?/4)*(d²_в1*h₁+d²_в2*h₂), (9)

где d_в1 и d_в2 - соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

h₁, h₂ - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

? - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02).

V=1,02*0,785*(0,062²*1600+0,076²*800)=4,9+3,7=8,6 м³.

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.

мин. (10)

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости

мин. (11)

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт

мин. (12)

где Т₀ - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:

м³. (13)

Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем

V_тр=7 м³.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

, (14)

где m - жидкостно-цементное отношение (m=0,4-0,5);

и - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м³.

Тогда

т/м³.

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м³ раствора, определяем по формуле:

. (15)

Подставив численные значения получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

, (16)

где К₁ - коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К₁=1,01, при затворении вручную К₁=1,05-1,15). Тогда

т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:

, (17)

где К₂ - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К₂=1,05-1,10).

м³.

Анализ водоизоляционных работ

Таблица 12. Анализ эффективности по биополимерам

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнён-ность до, %	Обводнён-ность после, %	Продолжитель-ность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	2,4	7,2	97,5	92,5	551,8	1831,8
2	0,5	2,5	96,7	87,3	469,9	695,9
3	1,2	5,7	93,7	68,5	309,2	645,2
4	2,3	4,3	94,3	90,1	399,8	751,7
5	1,6	3,2	99,2	98,4	582,8	1972,7
6	2,5	4,6	56,8	50,8	268,9	480,8
7	3,4	5,9	55,8	49,8	150,8	157,3
8	0,6	5,7	99,2	90,0	604,8	1595,5
9	3,9	8,8	97,5	95,0	416,4	723,1
10	3,8	6,5	97,8	96,2	513,1	1665,1

Таблица 13. Анализ эффективности по жидкому стеклу

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнённость до, %	Обводнён-ность после, %	Продолжительность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	3,1	6,4	99,2	88,3	1189	11039
2	4,7	5,0	14,5	21,4	752	1168
3	0,4	3,4	99,2	86,1	638	731
4	1,3	5,6	98,4	86,6	1113	2696
5	0,7	1,4	96,9	83,7	1356	4855
6	0,7	4,3	99,2	90,0	1200	2598
7	0,4	3,3	99,2	92,7	1110	2746
8	1,2	2,8	99,4	18,6	369	2106
9	1,9	6,2	99,6	87,8	570	1163
10	0,1	2,8	98,4	45,3	1267	1913

Водоизоляционные работы проводятся в связи с увеличением обводнённости скважины. Причинами обводнения могут быть недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; дефект в эксплуатационной колонне; наличие в теле трубы трещин, раковин.

В 2004 году количество обработок, произведённых в УПНПиКРС, составило 20. Общая технологическая эффективность которых составляет 86%, а экономическая эффективность составляет 95%.

Средний дебит по нефти до обработок составлял 1.8 т/сут, при обводнённости 98%. После обработок дебит нефти составил 3.8 т/сут, а обводнённость 95%.

Дополнительная добыча составила 5310 тонн, а всего добыто 9496 тонн нефти. Средняя продолжительность эффекта при использовании жидкого стекла составляет 965.8 суток, а продолжительность при использовании биополимера составила 462.92 суток.

Рассмотрим эффективность применения биополимера на примере 10 скважин. В общем можно сказать, что средний дебит до обработки составляет 2.22 т/сут, обводнённость 88.85%. После закачки биополимера средний дебит на 10 скважин составил 5.44 т/сут, обводнённость составила 81.86%. Средняя продолжительность эффекта составляет 380 дней, а добыча составляет 1052 тонны.

Эффективность применения жидкого стекла на примере 10 скважин. Средний дебит до обработки составляет 1.45 т/сут, обводнённость 90,4%. После закачки жидкого стекла средний дебит на 10 скважин составил 4.2 т/сут, обводнённость составила 70.1%. Средняя продолжительность эффекта составляет 956.4 дней, а добыча составляет 3101,5 тонны.

Таким образом из проведённого анализа следует, что эффективность жидкого стекла намного выше, чем биополимеров. Это видно из продолжительности эффекта, который почти в 3 раза больше, чем у биополимеров.

3.9 Выводы и предложения

Проведение водоизоляционных работ в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды.

Наиболее распространёнными методами борьбы с водопроявлениями в ЛУПНПиКРС являются жидкое стекло и биополимеры.

Анализ показал, что жидкое стекло (силикат натрия) применять намного эффективнее, чем биополимеры и оно имеет ряд преимуществ:

- высокие водоизолирующие свойства;

- экологическая чистота в применении;

- негорючесть и нетоксичность;

- применяется как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах;

- применима в условиях как терригенных, так и карбонатных коллекторов;

- температура пласта 20-150 °С;

- обводнённость добываемой продукции - не лимитируется;

- температура замерзания минус 10 °С;

- небольшие затраты.

Для оценки качества водоизоляционных работ по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих, точном выполнении ими инструкций по безопасности труда. Без этого самая совершенная техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве и поэтому роль самих непосредственных исполнителей работ (рабочих) весьма велика.

Помимо знания технологии, рабочие по ремонту скважин должны обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасности и вредности.

Общие требования безопасности

На оператора капитального ремонта скважин возложена обязанность ведения технологических процессов по подземному ремонту скважин. При этом бригада производит следующие виды работ: смену лифтов, депарафинизацию труб, штанг, оборудования, изменение погружения глубинных насосов, ликвидация обрывов штанг и отворотов штанг, промывку нижнего клапана НГН и расхаживание плунжера, опрессовку и срыв пакера, профилактический уход за оборудованием и инструментом, выполнение погрузочно-разгрузочных работ, монтаж и демонтаж передвижных агрегатов, установка и снятие механизмов по развинчиванию и свинчиванию труб и штанг. Эти технологические процессы и операции являются сложными и требуют обязательного исполнения всех норм и правил по безопасности труда.

К работе оператора капитального ремонта скважин допускаются лица не моложе 21 года, прошедшие медицинское освидетельствование, квалификационное обучение, вводный инструктаж, инструктаж на рабочем месте, практическое обучение (стажировку) не менее 4-х смен под руководством мастера и опытного специалиста.

Через каждые три месяца работы, операторы проходят периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1-го раза в год проверку знаний цеховой комиссией.

Операторы обеспечиваются положенными по нормам и правилам средствами индивидуальной защиты. Средства индивидуальной защиты должны быть исправными, испытываться в установленные сроки и каждый раз перед пользованием

При работах на скважинах, выделяющих газ, воизбежание искрообразования, необходимо пользоваться ударным омедненным инструментом.

Применение открытого огня и курение на территории скважины запрещается, курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах. Проведение огневых работ на территории скважины разрешается по наряду - допуску, согласованному с ПЧ.

Эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов, приспособлений, пользование неисправными средствами индивидуальной защиты, а также работа при снятых или неисправных ограждениях, вращающихся частей механизмов - запрещается.

При несчастном случае очевидец (по возможности и сам пострадавший) должен немедленно сообщить мастеру или другому руководителю работ о случившемся.

В каждой бригаде должна быть аптечка, укомплектованная необходимыми средствами оказания первой (до врачебной) помощи.

Техника безопасности перед началом работ

С целью контроля безопасного проведения работ в бригаде ежедневно должны осуществляться следующие виды контроля:

1. зтап оперативного контроля;

2. самоконтроль рабочих;

3. взаимоконтроль рабочих.

1-этап оперативного контроля за состоянием безопасности труда в бригаде должен проводиться в соответствии с положением Единой системы управления охраны труда.

Оператор перед началом работы обязан ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущей смены и распоряжениями мастера. Проверить и привести в порядок спец. одежду и другие положенные ему средства индивидуальной защиты. Совместно с оператором предыдущей смены или мастером проверить обслуживаемое оборудование и состояние своего рабочего места, также наличие и исправность предназначенных для предстоящей работы инструментов и приспособлений и разместить их в безопасном и удобном месте.

Ежесменно перед началом работ один из членов вахты назначается дежурным по охране труда, который принимает участие в работе 1-ступени оперативного контроля и в течение смены осуществляет контроль за безопасным проведением работ в бригаде,

До начала следующих видов работ (сложных) необходимо получить от руководителя работ дополнительный инструктаж при:

1. геофизических операций;

2. газоопасных и огневых работ;

3. ремонт скважин, выделяющих сероводород;

4. термо-газо-химических операций.

Техника безопасности во время работы.

При подготовительно-заключительных работах.

Территория скважины должна быть спланирована, а в зимнее время очищена от снега и льда.

Приемные мостки должны иметь боковые стойки в количестве не менее трех, предохраняющие трубы от раскатывания. Под стойки приемных мостков установить деревянные подушки.

Стеллажи должны обеспечивать возможность укладки всего комплекта труб и штанг.

Во избежание скатывания труб на мостки под каждый ряд труб следует подкладывать прокладки в количестве не менее трех.

Рабочая площадка должна быть размером 3Х4 и высотой не более 1 м. Настил должен быть ровным, без выбоин и щелей более 10 мм. Допускается устройство рабочей площадки из рефленного металла, при этом сварные секции площадки должны надежно закрепляться между собой.

Культбудка устанавливается на расстоянии, равном высоте мачты применяемого подъемника, плюс 10 м охранной зоны с наветренной стороны вне пределов охранной зоны линии передач.

Кабеленаматыватель и осветительная установка должны устанавливаться вне пожароопасной зоны, в радиусе не менее 5 м от устья скважины.

Кабельный ролик подвешивается при помощи цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к мачте хомутом и должен страховаться тросом диаметром 8-10 мм.

Механизмы для свинчивания и развинчивания труб на устье следует устанавливать при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно укреплять на устьевом фланце шпильками.

При монтаже и демонтаже агрегатов

Перед началом работ на скважинах, оборудованных СКН, головка балансира должна быть откинута назад или отведена в сторону.

Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью.

Монтаж передвижных агрегатов следует производить согласно требованиям "Технических условий..." под непосредственным руководством мастера при разобранной манифольдной линии скважины и при соблюдении мер, обеспечивающих безопасность труда.

Агрегат устанавливается на горизонтальной площадке размеров 9000x4000 мм так, чтобы обеспечить удобное обслуживание агрегата и возможности наблюдения с пульта управления за работой на устье скважины и движения талевого блока.

Перед началом подъема мачты все работающие, не связанные с подъемом, удаляются в безопасную зону на расстояние не менее высоты мачты плюс 10 м.

Подъем и выдвижение мачты подъемных агрегатов не разрешается при силе ветра более 15 м/сек, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м.

Техника безопасности по окончании работ.

Загерметизировать устье скважины.

Талевый блок уложить на рабочую площадку.

Навести порядок на рабочем месте, в инструментальной будке, культбудке.

С оператором следующей смены проверить исправность оборудования и инструмента и сдать вахту.

4.2 Противопожарная защита

Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины всеми работающими, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.

Общие требования.

Все работники бригады капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.

При возникновении загораний или пожара члены вахты должны действовать в соответствии требований первичных действий бригад по КРС при возникновении загораний и пожаров.

Территория скважины, оборудование и инструмент должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь желобную систему сбора жидкости.

Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ и брызги нефти не попадали на действующий подъемник.

Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.

Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

Промасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал должны сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.

Хранение горюче-смазочных материалов в к/будках, в будках РУ-0,4 кв., а также в открытых тарах запрещается.

Запрещается вешать и раскладывать одежду и другие предметы для просушки на электронагревательных приборах.

Сушка спец. одежды производится в сушильных шкафах в развешенном виде.

Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.

В пожароопасной зоне в радиусе не менее 25 м от устья скважины запрещается:

1) курить зажигать спички, пользоваться для освещения факелами и разводить костры;

2) разогревать подъемные агрегаты открытым огнем;

3) устанавливать подъемные агрегаты на замазученной площадке;

4) разливать нефть по территории скважины.

Распоряжением по цеху должны быть назначены ИТР, ответственные за пожарную безопасность.

Сварочные и другие огневые работы в бригадах КРС должны проводиться в соответствии с "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ" только после выполнения всех мероприятий, обеспечивающих проведение огневых работ, подтверждаемых подписями ответственных за подготовку и проведение огневых работ, согласно наряда-допуска, подписанного начальником или ведущим инженером цеха и согласованного военизированной пожарной частью.

Действия персонала при возникновении пожара.

Немедленно сообщить через диспетчера цеха в пожарную часть о загорании с указанием маршрута расположения бригады.

Организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения до прибытия пожарного подразделения.

Принять меры к эвакуации людей и материальных ценностей.

При проведении работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

a) Работать с открытым огнём в радиусе 50 метров от устья скважины;

b) Проводить работы на незаземлённом оборудовании.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНП и КРС

Мероприятия по охране окружающей среды

С целью недопущения замазученности:

1. До начала всех работ на устье скважины должна быть установлена противовыбросовая задвижка, которая до этого проверяется и опрессовывается на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижка и крестовик вновь опрессовываются на давление, не превышающее допустимого для данной эксплуатационной колонны. Результаты оформляются актом.

2. Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.

3. Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудовании должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.

Общая экологическая безопасность при ремонте скважины.

Технология капитального ремонта скважин в АО "Татнефть" предусмотрена в герметизированном варианте.

Размещение оборудования и работы по ремонту скважин производится на отчуждённой территории размером 0,36 га. В аварийных ситуациях происходит загрязнение устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По завершении работы все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории культивируется.

Технологические ремонтные операции производятся по замкнутой схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых устройств; быстросъёмных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.

В процессе текущих и капитальных ремонтов используется пресная и техническая вода в качестве жидкости глушения и транспортирующей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполнении работ по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязняется взвешенными твёрдыми частицами, хим. веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.

Пресная и техническая вода после использования в технологических процессах отстаиваются в циркуляционных ёмкостях. Выбуренная порода и цемент оседают на дно ёмкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах.

Осветленная отстоявшаяся вода закачивается в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также АСПО перерабатываются на специальных установках.

Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других материалов из сальниковых устройств и быстросъёмных сооружений трубопроводов могут образовывать отходы: нефтеасфальтосмолопарафинистые вещества до 20,5 кг на 1 ремонт, техническую воду - до 0,1 м³ на 1 ремонт.

Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи в АО "Татнефть" является их закачка в поглощающие горизонты фаменского яруса. Это осуществляется через специально пробуренные скважины. Для определения скважинной утилизации учтены все методы, применяемые на промыслах Татарстана.

Практически все технологические процессы осуществляются по "разовой" технологии, и потому непродолжительны по воздействию на экосистему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процессов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, загрязнённой почвы и продуктов нейтрализации кислот и щелочей, т. е. в твёрдом или пастообразном состоянии. Жидкие отходы могут быть представлены в виде водных растворов исходных хим. реагентов и вспомогательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.

В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов процесса добычи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно утилизировать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в системе ППД для обработки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специальным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты.

Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны скважин. Однако в этом случае концентрации HCL u HF следует довести до 8-10% и 3-5%, соответственно.

Следует иметь в виду, что недопустимая утилизация отходов химических реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приёмистости поглощающей скважины.

Гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболочкой исключила фильтрацию в грунт технической минерализованной воды и других химических веществ, а следовательно, предотвратила загрязнение подземных горизонтов пресных вод.

С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совершенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования:

1. Новые материалы покрытий, менее склонных к накоплению АСПО;

2. Методики контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых трубах и насосных штангах;

3. Методики и организация сервисной службы по диагностике технического состояния трубопроводов;

4. Производство на базе местного сырья ингибиторов коррозии, бакцирицидов;

5. Производство новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др.

Повысит экологическую безопасность нефтяного оборудования по всей технологической цепочке разработка и внедрение новых технологических решений. К примеру, поиск решения нейтрализации газовых выбросов, образующихся при добыче природных битумов с применением внутрипластового горения. Разработана технология, обеспечивающая очистку газа от сероводорода с получением элементарной серы и дожиганием всех вредных веществ. Внедрение установки позволит снизить выбросы серы на 640 т/год. Решается технология очистки попутного нефтяного газа от сероводорода окислением до элементарной серы на твёрдых катализаторах, разрабатывается технология и оборудование для очистки газа из затрубного пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования также позволит существенно сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу. Внедрение технологии улавливания паров лёгких нефтепродуктов, выделяющихся из резервуаров при наливе в автоцистерны, предотвратит выброс более 150 т углеводородов в год.

Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов нефтепродуктами и сточной водой.

Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих районов имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысловых объектов. За последние годы в АО "Татнефть" сократили площади отчуждаемых земель. Так, удельный расход их на обустройство одной скважины уменьшился с 3,53 га до менее одного гектара в настоящее время.

Наиболее перспективной и экологически безопасной является биологическая рекультивация путём использования и активации жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения специальных биопрепаратов, содержащих нефтеокисляющие микроорганизмы. Применение его хорошо в комплексе с агрохимическими и агротехническими мероприятиями резко повышает их общую эффективность.

Улучшение охраны и рациональное использование земляных ресурсов нефтедобывающих районов может быть достигнуто на основе внедрения следующих мероприятий:

1. Сокращение объёмов ежегодно отводимых земель для бурения скважин и нефтепромыслового строительства. Это обеспечивается за счёт увеличения объёмов кустового бурения, рационального размещения устьевого оборудования при бурении и ремонте скважин.

2. Осуществление комплекса экономических и административных мер против загрязнения и порчи земель замазучиванием, засолонением и наездами.

3. Совершенствование методов рекультивации земель и составление технологической документации. Создание специализированного сервисного подразделения и проведение биотехнологической рекультивации земель, загрязненных нефтью и нефтепродуктами.

4. Разработка приёмов рекультивации почв смешанного типа загрязнения.

5. Совершенствование и удешевление технологий восстановления замазученных и засоленных земель.

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

6.1 Организация труда и рабочего места в ЛУПНП и КРС

Организация труда бригады КРС

В соответствии с графиком ремонтных работ, заказчик выдает цеху капитального ремонта скважин за пять дней до начала месяца или производства ремонта наряд-заказ на работу по каждой скважине.

До начала работы по капитальному ремонту и до передачи скважин в ремонт заказчик должен:

- подготовить скважину;

- снять фонтанную арматуру, откинуть головку балансира станка-качалки или демонтировать и оттащить в сторону станок-качалку, снять МСПД, поднять из скважины штанги и трубы;

- подвести световую, воздушную (в случае необходимости) и водяную линии;

- отремонтировать подъездные пути к скважине и завезти на скважину комплект насосно-компрессорных труб.

Готовность скважины к ремонту оформляется актом, который подписывается представителем соответствующего подразделения БПО, мастером и представителем Госгортехнадзора.

Перед началом ремонта скважины мастер бригады капитального ремонта скважин получает геолого-технический наряд на ремонт скважины, в котором указывается глубина забоя и установки фильтра, диаметр колонны, статический уровень, горизонт возврата, способ закачки, количество труб в скважине, их диаметр (если трубы предварительно не подняты), дата начала, окончание ремонта и нормативная продолжительность ремонта (в тех районах, где разработаны сборники "Укрупненные нормативные продолжительности на капитальный ремонт скважин").

С целью улучшения работы бригад капитального ремонта скважин, сокращения потерь рабочего времени и установления правильного режима дня, целесообразно установить для бригад, занятых выполнением изоляционно-возвратных и ловильных работ, двухсменный график работы, а для бригад, занятых выполнением работ по зарезке и бурению второго ствола - трехсменный график работы.

В КРС непосредственное руководство бригадой осуществляется мастером.

Распоряжения и указания, относящиеся к деятельности бригады даются через старшего мастера и мастера.

К основным функциям бригад капитального ремонта скважин относятся:

- монтаж и демонтаж оборудования, перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и другого оборудования, закрепленного за бригадой;

- проведение подготовительно-заключительных работ при капитальном ремонте скважин;

- изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых подошвенных и промежуточных вод;

- возврат скважин на верхние или нижние продуктивные горизонты;

- ликвидация аварий в эксплуатационных скважинах;

- изменение конструкций скважин;

- прочие ремонтно-исправительные работы;

- испытание и внедрение новой техники и передовой технологии;

- внедрение передовых приемов и методов труда;

- принятие мер по повышению эффективности проводимых работ по КРС;

- обеспечение безопасного ведения работ: соблюдение противопожарных правил, промсанитарии и гигиены труда.

Организация труда и рабочего места бригады КРС

Укрупненная бригада капитального ремонта скважин является передовым звеном трудового коллектива управления.

Непосредственное руководство бригадой осуществляет старший мастер капитального ремонта скважин, в подчинении которого находятся 3-4 мастера по КРС и не менее 10 вахт КРС.

В соответствии с законом "О государственном предприятии" старший мастер и мастер избираются коллективом бригады тайным или открытым голосованием на срок до 5 лет и утверждаются руководителем предприятия. Они освобождаются от занимаемой должности руководителем предприятия на основании решения коллектива бригады. Мастер действует в соответствии с должностной инструкцией мастера по капитальному ремонту скважин.

За каждым мастером по КРС распоряжением начальника цеха закрепляется не менее двух вахт по капитальному ремонту скважин для ведения непосредственного руководства технологией ремонта скважин.

Мастер по КРС согласно распоряжения старшего мастера

КРС может быть поручена работа по ведению капитального ремонта скважин или другая работа, связанная с ведением капитального ремонта скважин в других, не закрепленных за ним вахтах. В этом случае мастер по КРС несет ответственность за деятельность и этих вахт, и рабочих в период работы с ними.

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады и вахт КРС, передаются рабочим только через старшего мастера и мастера по КРС. Указания старшего мастера и мастера являются обязательным для всех подчиненных ему рабочих и рабочих структурных подразделений ЦПНП и КРС, участвующих в технологическом процессе капитального ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха только через него.

Основной задачей бригады капитального ремонта скважин является проведение капитального ремонта скважин в соответствии с установленной номенклатурой и передовой технологией.

Перечень конкретно производимых работ бригадой КРС определяется самим управлением.

Бригада капитального ремонта скважин принимает практические меры по использованию в работе передового опыта, организуются плановая учеба, создается совет.

Бригаде выдается трудовой паспорт (лич. состав, осн. показатели и т.д.)

Бригада капитального ремонта скважин выполняет следующие функции:

- Ведет установленную для бригады техническую и учетную документацию,

- Обеспечивает выполнение плановых заданий, повышение производительности труда,

- Внедряют прогрессивные методы работ, совершенствуют их,

- Обеспечивают безопасность ведения работ, соблюдение противопожарных правил, промсанитарии, гигиены труда и охраны окружающей среды,

- Принимает участие во внедрении оргтехмероприятий,

- Испытывает и внедряет новую технику,

- Участвует в совещании по вопросам капитального ремонта скважин.

Численно-квалификационный состав бригады КРС

В зависимости от сложности капитального ремонта скважин, сменности и объема работ устанавливается количественно- квалификационный состав бригады КРС.

В соответствии с постановлением, утвержденным объединением устанавливается следующий состав вахты (смены) (Таблица 14)

Таблица 14. Состав вахты (смены)

	Раз-ряд	На скв. 1 категории	На скв. 2 категории
		Передвиж. подъемники	А-50	Передвиж. подъемники	А-50
		При работе штанг и НКТ	Бур. трубами	Штангами и НКТ	Бур. трубами	Штанга-ми и НКТ	Бур. труба-ми	Штанга-ми и НКТ	Бур .труба-ми
Бурильщик КРС	6 5	- 1	- 1	- 1	- 1	1 -	1 -	1 -	1 -
Пом. бур. КРС	5 4	- 1	- 2	- 2	- 3	1 -	1 1	1 1	1 2
Машинист подъемника	6 5	- 1	- 1	- 1	- 1	1 -	1 -	1 -	1 -
Итого		3	4	4	5	3	4	4	5

При производстве работ двумя передвижными подъемниками состав смены увеличивается на одного машиниста подъемника 5 разряда.

При производстве КРС с установкой А-50 из состава вахты исключается помощник бурильщика КРС 4 разряда, обязанности которого возлагаются на машиниста подъемника, для чего необходимо обучить машиниста подъемника.

В соответствии с "Нормативами численности мастеров и прорабов в нефтяной промышленности" в состав укрупненной бригады входит один старший мастер и 3-4 мастера по КРС.

В зависимости от объема и вида работ на скважинах устанавливаются следующие категории сложности:

1 категория сложности ремонта:

Возврат на выше или нижележащие горизонты, кислотно-смоляная обработка призабойной зоны скважины, все виды ремонтов, не перечисленные во 2 категории, в скважинах глубиной до 1500 метров.

2 категория сложности:

Изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод (включая ликвидацию скважин), оправка эксплуатационной колонны, гидроразрыв и гидропескоструйная перфорация, зарезка и бурение второго ствола скважины, вырезка труб эксплуатационной колонны, ловильные работы, все виды работ на скважинах с сильными газовыми проявлениями и наклонно-направленных, все работы на скважинах глубиной 1500 м.

Началом ремонта очередной скважины считается:

а) по ремонтам, связанным с зарезкой и бурением второго ствола производимыми с трактора-подъемника и передвижных агрегатов - день и час первого спуска инструмента;

б) по всем прочим ремонтам, не перечисленным в подпункте "а" в момент окончания ремонта предыдущей скважины.

Положение о заработной плате, премировании и КТУ

Рабочие бригады КРС оплачиваются по сдельно-премиальной системе. Тарифные ставки для рабочих бригад по кап. рем. скважин утверждены решением АО "Татнефть".

Нормативная продолжительность КРС определяется нарядзаданием и предусматривает весь комплекс работ, необходимых для производства того или иного вида ремонта и утверждается начальником цеха.

Заработная плата на ремонт скважин определяется умножением расчетной тарифной ставки на нормативный состав вахты, соответствующей категории сложности ремонта, на нормативную продолжительность.

По работам, неподдающимся нормированию, продолжительность ремонта устанавливается управлением по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин с учетом имеющегося практического опыта или фактически затраченному времени.

Оплата за работу производится по следующим тарифным ставкам по разряду выполняемых работ:

- за работы технологического характера по тарифной ставке рабочих бригад по КРС;

- за работы нетехнологического характера по тарифной ставке рабочих, занятых в добычи нефти.

В продолжительность работы по КР не технологического характера в нормативное время не включается.

Время на повторные работы, допущенные во время ремонта оплачивается на сдельные работы сдельно, но без ускорения, на повременные работы - повременно. Нормативное время на повторные работы НГДУ не предъявляется. Премия не начисляется.

Отдельные виды работ могут выполняться численностью меньшей, установленной нормативом.

Премирование членов бригады производится по единым для всего коллектива показателям и условиям в зависимости от достижения конечных результатов работы в соответствии с действующим в управлении положением о премировании.

Рабочие бригад КРС премируются из единого фонда оплаты труда согласно положения о премировании работников Лениногорского управления по ПНП и КРС АО "Татнефть" за основные результаты хозяйственной деятельности, утвержденного начальником управления и согласовано с профкомом.

Старшие мастера и мастера КРС оплачиваются по единой тарифной сетки утвержденной АО "Татнефть".

Премированию старших мастеров и мастеров бригад КРС производится по результатам работы этой бригады за выполнение показателей согласно положения о премировании.

Полный учет индивидуального вклада каждого рабочего в результате труда применяют коэффициент трудового участия (КТУ)

КТУ представляют собой обобщенную количественную оценку трудового вклада каждого рабочего в зависимости от индивидуальной производительности труда и качества работы, фактического совмещения профессий, выполнения более сложных работ, увеличения зон обслуживания и подмены отсутствующего рабочего, помощи в работе другим членам бригады, соблюдения трудовой и производственной дисциплины и др.

С учетом КТУ могут распределяться: сдельный приработок, премия.

Результаты рассмотрения и определения КТУ оформляются протоколом, и устанавливается справка и отправляется в службу нормирования.

Таблица 15. Индивидуальные параметры трудового участия

№№	Наименование параметров	Значение оценки
	Положительные
1	Достижение наиболее высокой производительности труда при хорошем качестве работы по сравнению с другими	0,01-0,5
2	Более высокое качество работы по сравнению с другими членами бригады, имеющими одинаковые разряды	0,01-0,5
3	Выполнение увеличенного объема работ	0,01-,05
4	Проявление инициативы и смекалки по рациональной организации трудовых операций и рабочего места, механизации в результате которых повысилась производительность труда и сокращены строки сроки выполнения задания	0,01-0,5
5	Оказание помощи в работе другим рабочим, проявление трудовой участие и активное участие в общественной жизни коллектива	0,01-0,2
6	Награждение почетными грамотами	0,01-0,2
7	Рабочим, которым объявлена благодарность	0,01-0,1
Отрицательные
1	Привлечение к административной или уголовной ответственности, совершение прогула	1,0
2	Нарушение правил внутреннего трудового распорядка, трудовой дисциплины	0,01-1,0
3	Нарушение общественной дисциплины	частично
4	Допущение брака в работе, снижение качества выполняемой работы	0,01-0,4
5	Невыполнение производственных указаний и распоряжений мастера, начальника	0,01-,05
6	Допущение повторных работ по причинам некачественного ремонта оборудования	0,01-,1,0
7	Преставление неверной информации о ходе и состоянии работ	0,01-0,2
8	Неукомплектованная отправка оборудования и инструмента в бригады КРС	0,1-0,2

6.2 Технико-экономические показатели ЛУПНП и КРС, их анализ

По всем применяемым видам обработок ОПЗ оценен технологический эффект, успешность проведения операций и определено изменение обводненности продукции после обработки скважин. Результаты сведены в таблицу 16:

Таблица 16. Анализ выполнения технико-экономических показателей УПНП и КРС

Наименование показателей	Единица Изм.	Факт. За 2003	2004 год
			план	факт	%	к 2003
Кол. отрем. скв. По ОАО "ТН"	скв.	755	549	551	100.4	73.0
Кол-во отрем. СКВ.ОАО"СНГ"	скв.		32	32	100.0
Численность - всего	чел.	1472	1468	1398	95.2	95.0
В т. ч. - КРС	чел.	884	777	740	95.2	83.7
- АТЦ	чел.	558	654	623	95.3	111.6
- ГРП	чел.	30	37	35	94,6	116,7
Объем вып. раб.	т.руб.	569627	635942	685241	100,7	120,3
Количество вахт	вахт	122,7	116	98,4	84,8	80,2
Произ.труда-труда	.скв.ч.	0,85	0,748	0,788	105,4	92,2
Произ.труда-труда	Т.руб/чел	387,0	433,2	490,2	113,1	126,7
Кол. скв. На 1 вахту	Скв/вах	6,15	5,01	5,92	118,3	96,3
Время по зак. скв. всего	Бр.час	254742	195103	195856	100,4	76,9
Время по зак. скв. Крс	Бр.час	252781	180895	181691	1,4	719
Ср.прод. рем 1 скв	Бр.час	321	328	330	100,4	102,7
Коэф.пр.времени	Коэф.	0,96		0,95		99,0
Уд. Расх. числ.-1 вахту	уд.вес	7,20	6,70	7,52	112,3	104,4
Фонд зар. платы	т.руб	176438	231951,2	217864,8	93,5	127,9
Ср.зарп. 1 раб.	Руб.	8807	11321	11265	99,5	127,9
Стоим. По зак. СКВ. всего	Т.руб.	372706	590117,2	590117,2	100,0	158,3
Стоим. по зак. скв.	т.руб	51290	533128,3	533128,3	100,	14,1
Ср.стоим.рем.	т.руб	6783	971,1	9676	99,6	142,7

1. Количество скважин законченных ремонтом:

Считаются все скв. сданные структурными подразделениями (цехами 1,2,3,4, участок ГРП) за месяц.

2. Численность всего:

Количество работающих (ИТР, рабочих, вспомогательных рабочих)

3. Количество бригад - 1 (как бы одна укрупненая бригада КРС)

4. Объем выполненных работ исчисляется в тыс. руб. (это фактические затраты), которые сложились при ремонте скважин, это (материалы, зарплата, отчисления, транспорт, геофизика, цеховые и общеуправленческие расходы, услуги ЛУТР (тампонажные работы), которые сдаются в НГДУ за каждый месяц.

5. Количество вахт: это календарное время, которое считается по наряд-заданию и деленное на время по графику.

6. Производительность труда КРС в тыс. руб.на человека - это объем выполненных работ деленное на численность

7. Производительность труда КРС (скв./чел.) - это количество скважин /на численность.

8. Количество скважин на одну вахту КРС

9. Нормативное время - время по наряд-заданию на текущий месяц, согласно норме и ГОСТ

10. Выполнение сметы затрат тыс. руб. (это объем выполненных работ)

11. Себестоимость 1бр./чел. - объем выполненных работ.

12. Время по законченным скв. - это нормативное календарное время только по законченным скважинам.

13. Средняя продолжительность одного ремонта - это время по законченным скв./на количество сданных скв.

14. К-т производительного времени: это отработанное норм. время за месяц минус непроизводительное время (простои, повторные. работы, непроизводственные работы) деленная на время по графику за месяц

15. Уд. вес численности на вахту (числ. по цеху / кол-во вахт)

16. Средняя стоимость по зак. скважинам/количество сданных скважин.

Анализ по труду и заработной плате.

1. Изменение производительности труда:

тн/чел. (18)

Q_ф, Q_пл. - количество отремонтированных скважин.

тн/чел. (19)

тн/чел (20)

Рост производительности труда за счёт изменения добычи нефти составил -0,14 тн/чел, а за счёт изменения численности рабочих на 0,02 тн/чел. Общий рост производительности труда за счёт изменения этих факторов составил -0,12 тн/чел.

2. Изменение численности:

Ч_ф=(Ф_{скв. факт}-Ф_{скв. пл})*Т_пл.=(551-549)*1,95=3,9 чел. (21)

Где Ф_{скв. факт} , Ф_{скв. пл} - эксплуатационный фонд скважин фактический и плановый соответственно;

Т_пл - количество рабочих, приходящихся на 1 скв, плановое.

Ч_т=(Т_ф-Т_пл)*Ф_{скв. факт}=(2,54-1,95)*551=325,09 чел. (22)

Где Т_ф - количество рабочих, приходящихся на 1 скв, фактическое.

Ч_общ=Ч_ф+Ч_т=3,9+325,09=328,99 чел. (23)

Рост численности за счёт изменения эксплуатационного фонда скв. На 0,3 % составил 3,9 человек. Снижение же численности за счет изменения количества рабочих, приходящихся на 1 скв. в размере 0,5%, составило 325,09 человек. Общее снижение численности за счет вышеизложенных факторов составило 328,99 человек.

3. Влияние текучести и сменности кадров на предприятие:

(24)

К_см - коэф-т сменности

Ч_выб - численность выбывших рабочих в данном периоде

Ч_{ср. СП} - среднесписочная численность рабочих за данный период.

При коэффициенте сменности, равного 0,053 можно отметить, что на предприятии сменность кадров минимальна.

4. Использование фонда оплаты труда:

а) влияние численности:

ФОТ_ч=(Ч_ф-Ч_пл)*З_пл=(1398-1472)*8807=-651718 руб (25)

б) влияние средней зарплаты:

ФОТ_з=(З_ф-З_пл)*Ч=(11265-8807)*1398=3436284 руб. (26)

в) общее изменение фонда оплаты труда:

ФОТ_общ=ФОТ_ч+ФОТ_з=3436284+651718=4088002 руб (27)

Сравнительный анализ данных показал, что план по добыче нефти перевыполнен на 2.75%. выработка на одного рабочего также перевыполнена на 3,165%. Таким образом, наблюдается общий рост производительности труда. Но тем не менее необходимо провести мероприятия по дальнейшему росту производительности труда.

Коэффициент сменности кадров характеризует движение кадров на предприятии. Он не больше 1, но для сокращения текучести проводят следующие мероприятия: моральное и материальное стимулирование рабочих предприятия, заинтересованность их в труде и т. д.

По сравнению с 2003 г. рост добычи нефти составил 187.8% или 83869 т. за 2004 г. добыто 190000 тонн нефти, что на 87,1% выше установленного плана.

Отремонтировано капитальным ремонтом 551 скв. при плане 549 скв. введено в эксплуатацию 63 новые скважины и 36 из бездействия. Получена прибыль в размере 4088002 руб. Коэффициент эксплуатации скважин составил 0,857 при плане 0,9, что может быть связано с изношенностью фонда, либо нерезультативной работой ПРС и КРС.

6.3 Расчёт сметы затрат

Исходные данные для составления сметы на ремонт

Заказчик: НГДУ Альметьевнефть

Подрядчик: Лениногорское УПНПиКРС

Продолжительность ремонта: 148.10 бригадо-час

Тип подъёмника: А-60

Расстояние до скважины: 50 км

Таблица 17. Смета на капитальный ремонт скважины № 20317

№№ пп	Статья затрат	Затраты по нормам на фактический объём работ
1	Вспомогательные материалы	310
2	Заработная плата	36285
3	Отчисления на соц. Страхование	9434
4	Транспортные услуги	129897

Подобные документы

• Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

  Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

  Физико-химические и коллекторские свойства горных пород. Виды и причины обводнения скважин. Оборудование, применяемое при ремонтно-изоляционных работах. Расчёт процесса изоляционных работ. Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 25.06.2010
  

• Анализ работы фонда скважин пласта В1 Красноярского месторождения

  Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта. Оценка правильности подбора оборудования в скважине Красноярского месторождения.
  
  курсовая работа [213,9 K], добавлен 19.11.2012
  

• Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении

  Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012
  

• Днепровское месторождение и его нефтегазоносность (Западно-Кубанский прогиб)

  Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Повышение эффективности эксплуатации скважин на нефтяном месторождении

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам