Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Таблица 3 - Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ (на 1.01.10 г.)

Дебит скважин по нефти, т/сут

в том числе по обводненности

Безусловно, тесная взаимосвязь между поведением парафина в скважине и свойствами газонефтяного потока значительно осложняет изучение основных закономерностей, связанных с появлением в нефти твердой фазы. Незначительные сведения об отдельных элементарных процессах, происходящих в нефти, и тесная взаимосвязь этих процессов делают возможным только комплексный метод изучения, т.е. исследование скважин по возможно большему числу взаимосвязанных параметров.

Рассматривая термодинамические условия движения нефти применительно к скважинам, эксплуатирующим средний карбон и тирегенную толщу нижнего карбона, можно элементарно классифицировать поток по его фазовому состоянию. Такая классификация позволяет дифференцированно подойти к изучению условий отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Однофазный поток характеризуется тем, что газ и парафин находятся в нефти в растворенном состоянии, то есть когда Р > РН и Т>ТН.

При современных системах разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом законтурного и внутриконтурного нагнетания воды в пласт однородный поток наблюдается в нижней части подъемной колонны в большем количестве скважин, эксплуатирующих тирегенная толща нижнего карбона.

3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

Скважинные аппараты магнитной обработки жидкости

Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73-005 представляет собой корпус из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами. На одном конце трубы закреплена муфта с присоединительной резьбой. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты, залитые полимерной композицией. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5-8 мм и высотой 3-4 мм.

Были проанализированы различные схемы размещения постоянных магнитов.

На основании промысловых испытаний в Арланском УДНГ установок УМЖ изготовленных по различным схемам лучший результат достигнут по схеме (рисунок 9).

Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.

Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:

- подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);

- нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;

- ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;

- нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.

Магниты перед их установкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионной композиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное их размещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпус закрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. На специальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположить на одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. После нанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводят во внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса, подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхности корпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса. Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновь на данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов. После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.

Установка с помощью резьб монтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонны НКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатывается магнитным полем.

Была также спроектирована и изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122, предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.

В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.

Основные результаты использования УМЖ. Инжиниринговая компания "Инкомпнефть" изготовила более 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК "Башнефть", ОАО "Белкамнефть", НК "Лукойл", НК "ЮКОС", ОАО "Газпром" и ряде других организаций.

Применение установок УМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин Арланского УДНГ осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза. Химическая обработка скважин была прекращена.

Применение магнитов NdFeB в нефтегазовой отрасли помогает решать ряд важных задач:

- снимает проблему отложения гидро- и асфальтопарафинов в скважинах с нефтеводогазовой смесью и транспортных системах;

- значительно снижает коррозию НКТ.

Магнитные устройства депарафинизации

Нами разработаны и изготавливаются устройства магнитодинамической обработки нефти (магнитный активатор и магнитная ловушка), с целью исключения отложений парафинов и парафингидратов на стенках труб, как в скважинах, так и при ее транспортировке.

Суть метода заключается в способности заданного магнитного поля разрушать способность углеводородных соединений парафинов к слипанию (адгезии).

Магнитный активатор используется при добыче нефти. Устанавливается в трубе непосредственно перед насосом. В процессе эксплуатации позволяет полностью избежать запарафинивания и в насосном оборудовании, и в трубах. Гарантийный срок службы (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) - 8 лет. Дополнительно, для предохранения насоса от механического воздействия включений, содержащихся в добываемом сырье, перед активатором устанавливается магнитная ловушка.

Использование на магистральных нефтепроводах магнитных активаторов другого типа позволяет полностью исключить образование парафингидратов в течение 40-48 часов в обработанном объеме нефти после разовой магнитодинамической обработки. Гарантийный срок службы оборудования (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) - 8 лет. Использование упомянутых устройств позволяет резко снизить эксплуатационные расходы. (В частности - на извлечение и ремонт насоса, очистку труб от парафинов).

Депарафинизатор представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов.

Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО.

Рисунок 10 - Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов (стекло, стеклоэмали, бакелитовый лак и др.), а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов (диспергаторов, присадок).

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин, используются магнитные депарафинизаторы.

Применение химических реагентов (ингибиторов) для предупреждения образования АСПО очень часто совмещается с предупреждением образования устойчивых водонефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений.

Для предупреждения выпадения парафина применяют ингибиторы-присадки и ингибиторы-диспергаторы. К ингибиторам-присадкам относятся полимерные вещества, которые стабильно действуют на нефть в течении длительного времени и могут использоваться в незначительных количествах.

К ингибиторам-присадкам относятся сополимер этилена (бесцветный газ, малорастворимый в воде) с винилацетатом (сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта, бесцветная жидкость с температурой кипения 73 0 С) и полиакриламид (ПАА).

Первый реагент в основном действует на парафиновые отложения; рекомендуемая концентрация нефти 0,001-0,2%; степень ингибирования реагента при его содержании в нефти в количестве 0,02% составляет 80%, а степень снижения температуры застывания нефти 25-30 0 С.

Химический реагент может подаваться на забой скважины, к башмаку газлифтных и фонтанных труб, на прием скважинного насоса, в выкидную линию скважинного насоса (НКТ) и на устье скважины.

Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как в этом случае обрабатывается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче реагента на устье скважины обработке подвергаются только наземные коммуникации.

Выбор места подачи реагента зависит от стадии разработки месторождения, способа эксплуатации скважин, свойств добываемой продукции, температурных условий. Например, оптимальная точка ввода реагента в насосной скважине - прием насоса. Во-первых, основным источником образования устойчивой водонефтяной эмульсии в скважине является насос. Во-вторых, подача реагента на прием насоса или к башмаку газлифтных и фонтанных труб может осуществляться достаточно просто. Один из основных способов подачи реагента в обрабатываемую систему: разовая обработка, которая состоит из следующих операций. Сначала выбирают объект обработки (скважина). Путем лабораторных исследований выбирают реагент. Планируют режим обработки: объем реагента и продавочной жидкости, температуру подогрева, время выдерживания реагента в обрабатываемой системе. Исходя из выбранного типа реагента и запланированного режима обработки, обосновывают количество и вид наземной техники, размещают ее с соблюдением правил техники безопасности и обвязывают со скважиной. Закачивают реагент и продавочную жидкость, выдерживают реагент в обрабатываемой системе в течение запланированного времени. Скважину пускают в эксплуатацию.

Одним из применяемых методов защиты оборудования от АСПО на предприятии Арланского УДНГ является закачка реагентами типа СНПХ-7941 и применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870. Применение ингибитора СНПХ-7941 позволит увеличить межочистный период (МОП) работы добывающих скважин, снизить эксплуатационные затраты и потери при добыче нефти.

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

В 2006 году в Арланском УДНГ на скважинах были продолжены промышленные испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7941 и растворителя СНПХ-7870Б.

Ингибитор СНПХ-7941 рекомендуется для предотвращения АСПО в нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин и трубопроводах. Ингибитор представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в органических растворителях. Основные физико-химические показатели:

Внешний вид - прозрачная жидкость без механических примесей от светло-желтого до светло-коричневого цвета; массовая доля активной основы % - в пределах 25-27; температура застывания, 0 С, не выше - минус 40.

В связи с эмульгируемостью ингибитора в воде, степень обводненности нефти не является ограничением для применения предлагаемой технологии.

Применение ингибитора возможно в различных климатических условиях, при температурах на устье скважины от +40 0 С до -40 0 С с сохранением его технологической эффективностью.

Эффективное применение ингибитора СНПХ-7941 напрямую связано с эффективной предварительной очисткой поверхности защищаемого оборудования от парафиноотложений.

Для очистки нефтепромыслового оборудования от АСПО необходимо применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870, как составной части технологии применения ингибитора СНПХ-7941.

Ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 в 2000 году было проведено 186 обработок на 73 скважинах, при этом израсходовано 7,788 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1м 3 или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Технология применения удалителей АСПО. Основные параметры технологии применения удалителей АСПО - место и способ подачи реагента.

Для предупреждения образования АСПО в НГДУ «АН» разработана и успешно используется на протяжении более 10 лет технология обработки скважин 0, 1% водным раствором полиакриламида (ПАА) с добавлением 0,05% серогеля или КМЦ. В зависимости от производительности скважины, в затрубное пространство заливается от 300 литров до 1,5 м3 раствора. Продолжительность действия ингибитора достигает 3-6 недель, в зависимости от интенсивности парафиноотложения и обводненности продукции скважины.

Так же, для предупреждения образования АСПО, нашли применение ингибиторы парафиноотложения Корексит 7798, ХТ-48, СНПХ-7214 и водные растворы синтетических ПАВ, таких как МЛ-72, МЛ-80.

Композиция МЛ-72, МЛ-80 использовалась в виде растворов в пресной воде ,которые с учетом конкретной обводненности в потоке добываемой жидкости обеспечивали требуемую концентрацию раствора. В зависимости от производительности и динамического уровня в затрубное пространство вводилось от 1 до 2 м3 раствора.

После введения раствора было исключено наблюдавшееся ранее зависание штанг. Продолжительность эффекта от одноразового введения раствора композиции МЛ-72, МЛ-80 в затрубное пространство работающих скважин составила 18-22 суток.

Таким образом, применение композиции МЛ-72, МЛ-80 при добыче обводненных высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий, обеспечивает увеличение дебита нефтяных скважин и снижает нагрузки на оборудование.

Хороший эффект при обработках скважин от высоковязкой эмульсии дало использование таких деэмульгаторов как Реапон-4, Проксамин-385, Диссольван-4468 в виде 2%; Сепароль-25 в виде 1% водного раствора в объеме 0,5 м3 на скважину; Сепароль-34,41 и Диссольван-3394 по 5-10 литров реагента в состоянии поставки на скважину и с последующим смывом через перепускной клапан в объеме 0,5 м3.

В последнее время борьба со стойкой высоковязкой эмульсией в скважинах осложняется тем, что эмульсии стабилизируются образующимися в пласте и в скважинах сульфидом железа, неорганическими солями, продуктами коррозии оборудования и механическими примесями. Традиционный метод периодического залива в затрубное пространство «обычных» деэмульгаторов недостаточно эффективен. Разработана технология борьбы с данным видом осложнения, которая в настоящее время проходит испытания.

Эффективность ингибиторов, как показывает практика, существенно зависит от состава АСПО и качества предварительной очистки ГНО. Поэтому актуальной является задача подбора новых, комплексно действующих ингибиторов парафиноотложения.

В 1997 году начаты опытно-промышленные испытания нового ингибитор парафиноотложения СНПХ-7941. По лабораторным данным СНПХ-7941 отлично предотвращает образование АСПО и частично удаляет уже имеющиеся отложения. В целях отработки технологии его применения в условиях Арланского УДНГ, за период с июня по декабрь было проведено 456 обработок на 253 скважинах, при этом израсходовано 40 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1,0 м3 или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Новым, перспективным направлением борьбы с осложнениями в работе скважин, является применение магнитных устройств. С этой целью в 1992 году начато внедрение магнитных активаторов. Существуют различные типы и конструкции подобных устройств, разработанные как в России, так и за рубежом. Основную часть, применяемых в Арланского УДНГ магнитных активаторов, составляют магнитные устройства Тюменской фирмы «Новые технологии». Ими были оборудованы 27 скважин. При воздействии магнитных полей на безводную нефть, интенсивность образования отложений уменьшается на 25-30%, а при воздействии на обводненную нефть примерно на 50%. Увеличение содержания смол в нефти выше 28% существенно снижает эффективность магнитной обработки добываемой жидкости. В целях изыскания более дешевых магнитных устройств, проводят испытания конструкции и прорабатывает вопрос об изготовлении (возможно совместном) и поставке этих устройств Уфимской фирмой «Диапазон».

Среди способов удаления выпавших осадков применяются тепловые и химические.

При первом методе применяются промывки скважин горячей :

а) водой (как с добавками хим. реагентов, так и без);

б) нефтью (иногда с добавкой растворителя) при помощи АДП.

Для химического удаления АСПО применяются органические растворители или реагенты на их основе и водные растворы ПАВ, такие как Нефрас А120/200, Нефрас А130/330, растворитель ЖОУ, водный раствор МЛ-80.

Широкое распространение с целью удаления АСПО и эмульсии получили промывки скважин горячей жидкостью, для чего применяется пластовая или пресная вода с добавкой деэмульгаторов или других хим. реагентов. Подогрев воды производится на специальных узлах подогрева воды, построенных на базах укрупненных бригад в Ташкиново, Шушнуре и на Вятке.

При помощи единственного агрегата АДП произведено 96 операций по депарафинизации на 77 скважинах.

Экономический анализ показывает целесообразность применения превентивных методов борьбы с АСПО и эмульсией. Так, для снижения числа аварий подземного оборудования в УДНГ необходимо производить не менее 8800 обработок от АСПО, эмульсии, отложений сульфида железа и комплексных солей в добывающих скважинах. Для этого требуется специальных агрегатов для производства профилактических хим. обработок на базе Т-150К - не менее 8 единиц и 830 тонн растворителей и ингибиторов парафино- и солеотложений.

Для выполнения запланированных объемов добычи нефти и сокращения затрат АНК необходимо обеспечить УДНГ заявленным количеством химреагентов и спецтехникой.

Проблемы, вызываемые различными видами осложнений в работе скважин, не уменьшаются. К существовавшим ранее видам осложнений добавляются новые. Поэтому специалистами ЦНИПРа постоянно проводится поиск новых химреагентов, технологий и методов прогнозирования для борьбы с различными видами осложнений.

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

В Арланском УДНГ нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ЭЦН, ингибитор

Исходные данные для расчета:

1. Эксплуатационные горизонты I,III.

2. Диаметр эксплуатационной колонны Д = 146 мм.

3. Интервалы перфорации Н3 = 1345 м.

4. Коэффициент продуктивности К = 30 м 3 /сут МПа.

7. Кинематическая вязкость нефти V = 2*10 3 м 3 /с.

8. Газовый фактор G = 18 м 3 /м 3

9. Плотность добываемой жидкости q = 1090 кг/ м 3

10. Дебит жидкости Q = 108 м 3 /сут.

11. Статический уровень hСТ = 480 м.

12. Обводнённость Н = 94 %.

13. Пластовое давление РИЛ = 15 МПа

14. Забойное давление РЗАБ = 13 МПа.

15. Глубинонасосное оборудование.

глубина спуска hН - 1100 м.

dНКТ диаметр НКТ - 73 мм.

насос УЭЦН5 - 130-1200.

В результате проведённого анализа пластовых вод и залегания пластов и их взаимного влияния геологической службой ЦДНГ-1, было решено произвести закачку СНПХ-7541 в ПЗП. Для проведения обработки была дана заявка на проведение обработки в цех КПРС.

В цехе было необходимо провести расчёт закачки СНПХ-7541 и составить план работы.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А · РО · QВ · Т / 1000 , кг (1)

где А - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны. (принимают равным 1,5 - 2,0 ).

РО - оптимальная дозировка ингибитора г/ м 3 (рекомендуется 30 - 200 г/ м 3 ).

QВ - производительность скважины по воде, м 3 /сут.

Т - предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,5 · 40 · 102,6 · 200 / 1000 = 1231, кг

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде. mp = 1231 кг.

Vр = 1231 / 1250 = 0,98 м 3

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

VВ = Vp · 100% / 15% = 0,98 · 100/15 = 6,5 м 3

Общий объём раствора приготовим в количестве:

Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:

НП = 1253 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.

Ниже номера спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.

ННКТ = 1276 м. хвост будет:

hХВ = 1276 м - 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

VЖ = m · р · R 2 · H + VНКТ , м 3 (5)

где m - коэффициент пористости, m = 1,8;

R - предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт (не менее 1м);

Н - вскрытая толщина пласта, Н = 7м;

VНКТ - внутренний объём подвески НКТ 73 мм.

VНКТ = 3,14 · 0,06 2 / 4 · 1276 = 3,6 м 3

VЖ = 1,8 · 3,14 · 1 2 · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м 3

Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.

После этого поднять НКТ с пакером.

Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП

В условиях прогрессирующего обводнения продуктивных пластов и добываемой продукции по-прежнему актуальной является проблема ликвидации АСПО в лифтовых трубах добывающих скважин, трубопроводах и ПЗП скважин. Кроме того, наблюдаются осложнения в процессе капитального ремонта нагнетательных скважин, основной причиной которых является накопление в стволе скважин нефтяных эмульсий со значительным количеством АСПО и сульфида железа. В ОАО АНК «Башнефть» для решения вышеуказанных задач используются растворители Нефрас АР 120/200, НЕФРАС 150/300 и СНПХ-7870. Однако с сокращением объемов добычи и поставок нефти в РБ эти растворители дефицитны, дороги и не универсальны. В связи с этим разработан новый эффективный базовый растворитель АСПО ПАЛР-0, состоящий из компонентов, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности и выпускаемых заводами Башкортостана.

Произведем расчет ПАЛР-0 для закачки в НКТ и ПЗП.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А · РО · QВ · Т / 1000 , кг (7)

где А - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны, (принимают равным 1,5 - 2,0 );

РО - оптимальная дозировка ингибитора г/ м 3 , (рекомендуется 30 - 200 г/ м 3 );

QВ - производительность скважины по воде, м 3 /сут;

Т - предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,7 · 50 · 102,6 · 250 / 1000 = 2180 кг.

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде. mp = 2180 кг.

Vр = 2180 / 900 = 2,4 м 3

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

VВ = Vp · 100% / 15% = 2,4 · 100 / 15 = 16 м 3 .

Общий объём раствора приготовим в количестве:

HХВ = 1276 м - 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

VЖ = m · р · R 2 · H + VНКТ , м 3 (11)

VНКТ = 3,14 · 0,06 2 / 4 · 1276 = 3,6 м 3

VЖ = 1,8 · 3,14 · 1 2 · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м 3

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

В 2005 году была продолжена закачка ингибитора солеотложения СНПХ-5313, давшая положительные результаты за предыдущие годы. В результате обработок было добыто дополнительно 6 тыс.т. нефти.

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

Расчет сметы затрат производится по следующим статьям:

§ Заработная плата рабочих.

§ Начисления на заработную плату.

§ Затраты на материалы.

Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно-квалификационного состава рабочих и повременно-премиальной системы оплаты труда. При закачке задействованы:

Бурильщик 6 разряда - 1 чел, тарифная ставка 42 руб.

Помощник бурильщика 5 разряда - 1 чел., тарифная ставка39,35 руб.

Время на закачку - 18 часов.

Фонд оплаты труда производственных рабочих (ФОТр) представляет собой основную (ЗО) заработную плату.

ФОТр = Зо, руб (13)

ФОТр = 3031,1 руб.

Основная заработная плата определяется по формуле:

где КТ - территориальный коэффициент, 1,15;

ЗТР - заработная плата по тарифу, руб;

ЗП - размер премии, руб;

ДБР - доплата за бригадирство, ночное время и т.д., руб.

ЗО = 1,15 · (1464,3 + 1171,44) = 3031,1 руб.

где П - процент премии, составляет 80 % от заработной платы.

ЗП = 1464,3 · 80 / 100=1171,44 руб

где СС - средняя тарифная ставка на одного рабочего, руб;

ТЭФ - эффективный фонд рабочего времени, ч;

Р - число рабочих, чел.

ЗТР = 40,68 · 18 · 2 = 1464,3 руб.

где - сумма ставок на число рабочих, руб;

- общее число рабочих, чел.;

n - число разрядов.

Начисления на заработную плату являются обязательными для предприятий любой формы собственности. Из ФОТр отчисляются во внебюджетные фонды единый социальный налог в размере 26%.

Начисления на заработную плату определяются:

где ПЗ - процент начисления на заработную плату (26%).

НЗ = 3031,1 · 26 / 100 = 788,1 руб.

Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого материала на цену единицы соответствующего материала: