- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
При оцінці різних аспектів управління, в тому числі інформаційного забезпечення, доцільно враховувати такі види ефектів: часовий, раціоналізації, оптимізації, інформаційний, достовірності і точності, інтеграції, соціальний.
610
Часовий ефект — ефект, що проявляється в зменшенні часу на обробку й оформлення документальної інформації. Економія часу - результат вдосконалення потоків інформації, їх автоматизації і механізації, поліпшення оперативності управління, вдосконалення структури інформаційних потоків, зменшення кількості маршрутів документів, прискорення документообігу, вдосконалення форм документації та ін. В результаті поліпшується використання календарного часу при спорудженні свердловин за рахунок економії виробничих витрат часу по всьому циклу, скорочення невиробничих витрат часу на ліквідацію аварій і браку, зниження часу оргнростоїв. Скорочення (економія)часу приводить до зниження поточних витрат по всіх статтях, які залежать від часу. Відповідний ефект буде одержано і за рахунок одноразових (капітальних) витрат. Це пов'язано з підвищенням комерційної швидкості, що приводить до поліпшення використання потужності бурового підприємства.
Ефект раціоналізації — ефект, який проявляється втому, що автоматизація збору і обробки інформації при виконанні виробничих процесів, а також процесів управління сприяє економії робочого часу на прийнятті управлінських рішені,. А це призводить до скорочення управлінського персоналу, змснінеінія накладних витрат.
Ефект оптимізації — ефект, який проявляється у зниженні витрат, залежних як від часу буріння, так і від глибини. Величина цього ефекту визначається складністю виробничих задач, які розв'язуються на виробництві.
Інформаційний ефект — ефект, який пов'язаний з появою пової необхідної інформації для прийняття управлінських рішень. Кількісно цей ефект проявляється у зменшенні витрат на управління та зниженні накладних витрат.
Ефект інтеграції — ефект, який спричинений розширенням інформації про керовані об'єкти і проявляється в економії часу та витрат при обробці статистичних даних.
Соціальний ефект — ефект, який полягає в поліпшенні умов роботи і проявляється в скороченні обсягу рутинної роботи, зниженні питомої ваги ручної праці працівників апарату управління. Кількісно цей ефект виражається скороченням чисельності персоналу та зростанням продуктивності праці-
Перелічені види ефекту в остаточному підсумку проводять до економії часу і ресурсів, що еквівалентно поліпшенню використання виробничих потужностей, додатковому обсягу бурових робіт, а отже зростання госпрозрахункового прибутку підприємства.
Загальна (абсолютна економічна ефективність) ІЗУ —показник, що визначається відношенням величини повного економічного ефекту від впровадження систем ІЗУ та витрат на їх реалізацію.
Для оцінки повного економічного ефекту використовують показник економії питомих витрат на одиницю виконуваних бурових робіт, який враховує як одноразові, так і поточні витрати.
Одноразові витрати -це витрати, які пов'язані з розробкою та запровадженням системи інформаційного забезпечення і визначаються в такому складі
(27.110)
де
—
одноразові
витрати;
—
витрати
на проектування систем інформацій-ного
забезпечення;
—
витрати
на виготовлення нової документації;
—
витрати
на створення засобів передачі
інформації;
—
витрати
на підготовку і перепідготовку кадрів;
— витрати
на придбання технічних засобів управління.
Поточні витрати — витрати, що пов'язані з використанням та експлуатацією систем інформаційного забезпечення, тобто це витрати, які відносяті>ся на собівартість. Щоб уникнути повторного рахунку, слід враховувати тільки ті витрати, пов'язані з управлінням. Собівартість бурових робіт розраховується згідно з галузевими положеннями з планування собівартості будівництва свердловин. Величину собівартості визначають з урахуванням
611
зміни окремих видів витрат, на які впливає запровадження системи інформаційного забезпечення. Економія по статтях витрат визначається загалом або по окремих складових прямим рахунком і виключається з відповідних статей будівництва свердловин. Згідно з чинною галузевою'методикою підрахунку економічної ефективності економія рахується укрупнено, через вартість верстато-годин або верстато-діб по витратах, що залежать від часу буріння.
Економія на поточних витратах
(27.111)
де
—
вартість
одінієТ верстато-години (всрстато-доби)
буріння по витратах, що залежать від
часу, крб;
—
економія
часу від впровадження системи ІЗУ, год.
Часовий ефект проявляється в економії часу, який пов'язаний з документальним оформленням процесу спорудження свердловин (ефекти раціоналізації, інтеграції, соціальний), що може привести до зменшення чисельності управлінського персоналу. Економія заробітної плати
(27.112)
де
—
скорочення чисельності робочого
персоналу, чол.;
—
середньомісячна заробітна плата
персоналу, який скорочується, крб.;
— кількість місяців після впровадження
системи інформаційного забезпеченим
управління;
—
коефіцієнт, що враховує відрахування
на соціальне забезпечення.
Враховуючи специфіку планування бурових робіт, де всі витрати поділяються на основні та накладні, тобто накладні витрати плануються укрупнено у вигляді відсотка від основних витрат, слід враховувати також і економію на накладних витратах. Це особливо важливо стосовно ефектів раціоналізації, інтеграції, інформаційного і соціального ефектів, вплив яких зосереджений на накладних нитратах. Розмір економії можна визначити за співвідношенням до економії витрат иід часу
(27.113)
де
—
норматив
накладних витрат.
При визначенні економії на накладних витратах слід мати на увазі, що до складу останніх входять всі витрати з управління виробництвом. Тому, якщо економія по фонду заробітної плати управлінського персоналу визначається прямим рахунком, то щоб уникнути подвійного рахунку, із загальної економії на накладних витратах ці суми слід виключити. Таким чином, сумарна економія витрат
Е=
(27.114)
Одержана економія повинна бути зменшена на величину додаткових витрат, пов'язаних з впровадженням системи ІЗУ. Тоді загальна економія від зміни собівартості становить
=
Е-
,
(27.115)
де
—
додаткові
витрати на впровадження і функціонування
системи ІЗУ.
Часовий ефект може проявлятися і в підвищенні швидкості буріння свердловин та впливати на величину не тільки поточних, а й одноразових витрат. Підвищення комерційної швидкості може забезпечити краще використання бурового обладнання і привести до скорочення попиту на бурові установки
(27.116)
612
де
Н -
річний
обсяг проходки, м;
—
комерційна
швидкість до і після впровадження
системи ІЗУ, м/верстато-місяць; 12,17
— кількість
верстато-місяців у календарному році.
Залишкова вартість вивільненого виробничого обладнання
(27.117)
де
—
первинна
вартість звільненого виробничого
обладнання, тис.крб;
—
річна
норма амортизації, %;
—
тривалість
експлуатації вивільненого бурового
обладнання, роки.
Впровадження системи ІЗУ процесами спорудження свердловин може також привести до економії величини обігових коштів. Ці зміни повинні визначатись із врахуванням скорочення виробничих запасів матеріальних ресурсів за рахунок упорядкування доставки на склади підприємства і видачі на виробництво, поліпшення нормативного господарства, поліпшення якості обліку і контролю за витратами матеріалів; зниження залишків незавершеного виробництва після скорочення тривалості циклу спорудження свердловин. Скорочення величини обігових коштів
(27.118)
де
—
вартість матеріальних ресурсів,
оприбуткованих на складах підприємства
протягомроку, тис.крб;
—
собівартість річного обсягу робіт,
тис.крб;
-
скорочення часу перебування матеріальних
ресурсів на складах підприємства при
впровадженні системи ІЗУ, доби;
—
скорочення виробничого циклу споруджених
свердловин в умовах функціонування
системи ІЗУ, доби.
Величина скорочення часу перебування матеріальних цінностей на складах, а також виробничого циклу визначається на базі аналізу систематичних даних підприємства.
Визначення економічної ефективності ІЗУ у випадку, якщо витрати на її створення і впровадження мають місце протягом ряду років, треба проводити з урахуванням фактору часу. При цьому його необхідно застосовувати як до капітальних, так і експлуатаційних витрат.
Таким чином, загальний умовний річний економічний ефект від використання і впровадження систем ІЗУ процесами спорудження сверловин
(27.119)
