Выбор варианта реализации технологической стратегии деятельности организации

Экономический эффект новой технологии образуется за счет повышения показателей  работы долот  и сокращения затрат времени на борьбу с поглощениями, а также за счет уменьшения расхода материалов и химреагентов, используемых для приготовления газожидкостной смеси и транспортных расходов по доставке материалов и химреагентов со склада на буровую.

Аэрация промывочной жидкости при бурении скважины № 5010 в интервале 1125-1680 м по сравнению с бурением скважины № 5011 в интервале 1132-1680 м без применения аэрации привела к увеличению расхода материалов и химреагентов на 1 м проходки с 10,301 кг до 11,14 кг,  т.е. на 0,839 кг.

 

3. Рекомендуемая  технологическая стратегия в  соответствии с целями и задачами  в функциональной сфере деятельности

 

Буровая установка УРБ-2А2  предназначена для бурения геофизических и структурно-поисковых скважин на нефть и газ, разведка месторождений твердых полезных ископаемых, строительных материалов и подземных вод, инженерно-геологических изысканий, бурения водозаборных и взрывных скважин. Бурение производится вращательным способом с промывкой или продувкой скважины или шнеками.

Данная буровая установка комплектуется как буровыми насосами для бурения с промывкой, так и компрессором для бурения с продувкой воздухом.

Также на УРБ-2а2 возможно бурение шнеками  на глубину до 30 метров (Есть случаи бурения свыше 50метров глубиной )  

Установка разведочного бурения УРБ-2А2 спроектирована для бурения вращательным способом геофизических скважин с промывкой (очисткой забоя скважины буровым раствором - при помощи бурового грязевого насоса), продувкой (очисткой забоя скважины сжатым воздухом - при помощи компрессора) или шнекового бурения.

Буровая установка УРБ-2а2 состоит  из рамы, на которой смонтирована мачта  с подвижным гидравлическим вращателем, гидродомкрат перемещения вращателя, гидравлические домкраты для опора  буровой установки наземле, гидравлический домкрат поднимающий мачту, раздаточная коробка, гидравлическая система, пульт управления буровой установкой. также на платформе буровой установки УРБ-2а2 смонтированы буровой насос или компрессор, в некоторых модификациях есть два насоса, либо два компрессора, есть насос и компрессор и даже насос и два компрессора на одной буровой установке урб-2а2.

Установка монтируется на шасси  Амур-531300, Урал, КамАЗ, МТЛБ и приводится в действие от двигателя автомобиля.

Перемещающийся по мачте вращатель  с гидроприводом используется при бурении, наращивании бурильного инструмента без отрыва от забоя и выполняет совместно с гидроподъемником работу по спуску (подъему) инструмента и его подачу при бурении. Вращатель перемещается по мачте при помощи гидроцилиндра и талевой системы.

Управление буровой установкой полностью гидрофицировано и  сконцентрировано на пульте бурильщика. На пульте находятся контрольные  приборы и регуляторы усилия на забой, скорости подачи и подъема, а также  частоты вращения шпинделя вращателя.

Таблица 3.1

 Технические характеристики УРБ 2А2

Глубина бурения
- структурно-поисковых  скважин с промывкой	м	300
- геофизических скважин  с промывкой	м	100
- геофизических скважин  с продувкой	м	30
- шнеками	м	30
Начальный диаметр бурения  с промывкой	мм	190
Конечный диаметр бурения с промывкой
- структурно-поисковых  скважин	мм	93
- геофизических скважин	мм	118
Диаметр бурения с  продувкой	мм	118
Диаметр бурения шнеками	мм	135
Частота вращения бурового снаряда	с-1	2,33; 3,75; 5,42
Наибольший крутящий момент	Нм	2010
Ход вращателя	мм	5200
Скорость подъема бурового снаряда	м/с	0-1,25
Габаритные размеры  в транспортном положении	мм	7850 х 2500 х 3300 (8080 х  2500 х 3500)
Габаритные размеры  в рабочем положении	мм	7850 х 2500 х 8200 (8080 х  2500 х 8380)
Масса установки	кг	не более 10100 (13800)

 

Инновационная программа в  ОАО НК «Роснефть» включает:

- ввод новых скважин из бурения;

- ввод из бездействия и консервации;

- оптимизация (в том числе  СКО, ГКО, ПАВ);

- перевод скважин на механическую  добычу;

- ремонтно-изоляционные работы.

Рациональная разработка нефтяных месторождений в значительной степени  зависит от применяемых методов  воздействия на пласт с целью  интенсификации притока нефти к  скважинам. На различных месторождениях  ОАО НК «Роснефть» используются различные технологические схемы химического воздействия на пласт:  соляно-кислотная обработка (СКО), поверхностно-активные вещества (ПАВ), дополнительная перфорация. Кроме того, к геолого-техническим мероприятиям можно отнести ввод скважин из бездействия и консервации, проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), перевод на механическую добычу.

Экономический эффект на всех этапах оценки мероприятий НТП определяется как превышение стоимостной оценки результата  над стоимостной оценкой  совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятий.

Экономическая эффективность существующих технологий по интенсификации добычи нефти оценивается по следующим  показателям:

1. Прирост добычи нефти по  скважине:

,                                               (3.1)

где:      q₁, q₂  - рабочий дебит до и после проведения мероприятия, тн / сут.;

Т_кд – календарный фонд времени с момента проведения мероприятия до конца года, сут.;

K_э – коэффициент эксплуатации.

2.  Выручка от продаж:

,                                                     (3.2)

где:   фактический прирост добычи нефти, тн;

Ц_н - средняя цена 1 тонны нефти, руб.;

3.  Затраты на дополнительную добычу нефти:

,                                       (3.3)

где:   фактический прирост добычи нефти, тн;

С – себестоимость 1 тонны нефти, руб.;

У_{усл-пер} -  удельный вес условно-переменных затрат, доли ед.

4.  Затраты на проведение мероприятия:

,                                                      (3.4)

где:  С_в – себестоимость 1 вахто-часа, руб.;

 Т- продолжительность обработки,  час.

5.  Изменяющиеся эксплуатационные  затраты:

                                                 (3.5)

Таблица 3.2

 Результаты расчета экономической  эффективности

№ скв.	Прирост добычи, т	Выручка от продажи, тыс. руб.	Затраты на дополнительную добычу нефти,    тыс. руб.	Затраты на проведение мероприятия, тыс. руб.	Изменяющиеся эксплуатационные затраты, тыс. руб.	Прибыль от продаж,   тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Чистая прибыль, тыс. руб.
221	2700	10440,90	7550,72	542,50	8093,22	2347,68	563,44	1784,23
21	3600	13921,20	10067,63	542,50	10610,13	3311,07	794,66	2516,41
7	1800	6960,60	5033,82	542,50	5576,32	1384,28	332,23	1052,06
13	3150	12181,05	8809,18	542,50	9351,68	2829,37	679,05	2150,32
1	1650	6380,55	4614,33	542,50	5156,83	1223,72	293,69	930,03
2	1500	5800,50	4194,85	542,50	4737,35	1063,15	255,16	808,00
3	1350	5220,45	3775,36	542,50	4317,86	902,59	216,62	685,97
4	300	1160,10	838,97	542,50	1381,47	-221,37	0	0
5	150	580,05	419,48	542,50	961,98	-381,93	0	0
618	1500	5800,50	4194,85	542,50	4737,35	1063,15	255,16	808,00
1	6600	25522,20	18457,32	542,50	18999,82	6522,38	1565,37	4957,01
2	6300	24362,10	17618,35	542,50	18160,85	6201,25	1488,30	4712,95
3	5700	22041,90	15940,41	542,50	16482,91	5558,99	1334,16	4224,83
4	4500	17401,50	12584,54	542,50	13127,04	4274,46	1025,87	3248,59
5	3900	15081,30	10906,60	542,50	11449,10	3632,20	871,73	2760,47
6	3300	12761,10	9228,66	542,50	9771,16	2989,94	717,59	2272,35
7	2700	10440,90	7550,72	542,50	8093,22	2347,68	563,44	1784,23

 

Продолжение таблицы 3.2

№ скв.	Прирост добычи, т	Выручка от продажи, тыс. руб.	Затраты на дополнительную добычу нефти,    тыс. руб.	Затраты на проведение мероприятия, тыс. руб.	Изменяющиеся эксплуатационные затраты, тыс. руб.	Прибыль от продаж,   тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Чистая прибыль, тыс. руб.
8	2100	8120,70	5872,78	542,50	6415,28	1705,42	409,30	1296,12
9	1500	5800,50	4194,85	542,50	4737,35	1063,15	255,16	808,00
10	900	3480,30	2516,91	542,50	3059,41	420,89	101,01	319,88
30	1800	6960,60	5033,82	542,50	5576,32	1384,28	332,23	1052,06
21	1500	5800,50	4194,85	542,50	4737,35	1063,15	255,16	808,00
24	1200	4640,40	3355,88	542,50	3898,38	742,02	178,09	563,94
итого	59700	230859,9	166954,9	542,5	179432,4	51427,5	12487,4	39543,4

 

Из таблицы видно, что в целом  чистая прибыль составила 39543,4 тыс. руб. В расчёте на одну скважину средний прирост чистой прибыли составляет 1719,278 тыс.руб.

Рассчитаем коммерческую эффективность  от перевода скважин на механизированный способ добычи нефти (механическую добычу). Перевод на механическую добычу сопровождается установлением насосов, а следовательно внедрением новой техники и капитальными вложениями, поэтому коммерческую эффективность будем рассчитывать за срок службы насосов в 7 лет.

Таблица 3.3

Расчет дополнительной годовой  добычи нефти при переводе скважин  на механическую добычу

№ скважины	Среднесуточный дебит  до, т/сут.	Среднесуточный дебит  после, т/сут.	Годовой прирост, т
31	97,5	98,6	387,05
42	30	55,5	8972,43
5108	196	406,7	74136,90
614	28	136,2	38071,25
603	28	130,1	35924,91
5026	167,1	413,7	86768,68
28Ч	47,9	68,2	7142,76
5023	210	455,1	86240,89
21	52	79,8	9781,52
5006	111,1	120,8	3413,04
5031	289	432,6	50527,09
№ скважины	Среднесуточный дебит  до, т/сут.	Среднесуточный дебит  после, т/сут.	Годовой прирост, т
24	54,7	78,9	8515,01
5009	50,7	87,0	11365,08
221	69,3	113,9	15692,96
Суммарный прирост за год			431571,90