Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

 

5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

 

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники, используемой на строительстве скважин.

Расчёт экономической эффективности новой техники ведётся по формуле:

 

ЭСКВ= [ (СС+ЕН×КУС) - (СН+ ЕН×КУН)] ×Нскв руб, (5.12)

 

где ЭГ - ожидаемый экономический на скважине эффект на скважине, руб;

ЕН - коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, ЕН=0,15 [25] ;

КУС, КУН - коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

 

Таблица 5.5. Линейно-календарный график выполнения работ	месяцы	12
					Скважина № 12
		11			Скважина № 11
					Скважина № 10
					Скважина № 9
		10		Скважина № 12
				Скважина № 11
		9
				Скважина № 10	Скважина № 8
					Скважина № 7
		8		Скважина № 9	Скважина № 6
					Скважина № 5
				Скважина № 8
		7
				Скважина № 7
		6
				Скважина № 6	Скважина № 4
					Скважина № 3
				Скважина № 5	Скважина № 2
		5			Скважина № 1
				Скважина № 4
				Скважина № 3
		4
				Скважина № 2
		3		Скважина № 1
			Монтаж 2,4месяца
		2
		1
	Затраты времени на одну скважину, месяц		0,026	0,66	0,26
	Бри-гады участвующие в строительстве скважины		Вышкомонтажные	Буровые	Испытания

 

СС, СН - стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники, руб/м;

Нскв - глубина скважины, м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:

 

КУС=ЦС/ Нскв, (5.13)

КУН=ЦН/ Нскв, (5.14)

 

где ЦС и ЦН - цена старой и новой техники соответственно.

Стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам соответственно:

 

СС=КП×ССС/НСКВ руб, (5.15)

СН=СС - (УП - УП/К) руб, (5.16)

 

где ССС - сметная стоимость скважины, ССС=525208 руб (см. приложение Д);

КП - коэффициент приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, КП=13,4;

УП - условно-постоянные затраты, руб/м;

К - коэффициент повышения производительности труда.

Условно-постоянные затраты определяются по формуле:

 

УП= КП×ЗЗВ/НСКВ руб, (5.17)

 

где ЗЗВ - затраты зависящие от времени, ЗЗВ=141258 руб (см приложение Д).

 

УП= 13,4×141258/3105=610 руб.

СС=13,4×525208/3105=2267 руб.

СН=2267- (610 - 610/1,2) =2165 руб.

 

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих производительность труда производится по формуле:

 

ЭСКВ= (УПI × ЭВР - ЕН × ЗЕД) руб, (5.18)

 

где УПI - условно постоянные затраты зависящие от времени, руб/сут;

ЗЕД - затраты на одну единицу продукции, рубль.

Условно постоянные затраты зависящие от времени определяются как:

 

УПI = КП×ЗЗВ/ТБ руб/сут, (5.19)

 

где ТБ - время бурения одной скважины, ТБ=20 сут (см. приложение Г).

 

УПI = 13,4×141258/20=94643 руб/сут,

 

Величина экономии времени определяется по формуле:

 

ЭВР=ΔП×ТБ/ (100+ ΔП) сут, (5.20)

 

где ΔП - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.

Затраты на единицу продукции определяются по формуле:

 

ЗЕД=NН ×ЦН - NС × ЦС час, (5.21)

 

где NН, NС - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200 ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

 

КУС=60000000/ 3105=19324 руб/м., КУН=70000000/ 3105=22544 руб/м.

 

По формуле (5.12):

 

ЭСКВ= [ (2267+0,15×19324) - (2165+0,15×22544)] ×3105=99670 руб.

 

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ½ MF - 15 фирмы "Смитт".

По формуле (5.20) при ΔП=15%:

 

ЭВР=15×20/ (100+ 15) =2,6 сут.

 

Цн=6000 $ и Цс=940 $, при курсе 1$=29 руб - Цн=174000 руб и Цс=27260 руб тогда по формуле (5.21):

 

ЗЕД=1 ×174000 - 8 × 27260= - 44080 руб.

 

По формуле (5.18):

 

ЭСКВ= (94643 × 2,6 + 0,15 × 44080) =252684 руб.

 

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы "ECKEL". Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=261000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

 

КУС=261000/ 3105=30,4 руб/м.

КУН=94300/ 3105=84 руб/м.

 

По формуле (5.12):

 

ЭСКВ= [ (2267+0,15×30,4) - (2165+0,15×84)] ×3105=291746 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы "DERRICK". Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=9831000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):

 

КУС=3500000/ 3105=1127 руб/м.

КУН=9831000/ 3105=3166 руб/м.

 

По формуле (5.12):

 

ЭСКВ= [ (2267+0,15×1127) - (2165+0,15×3166)] ×3105=-63295 руб.

 

Экономический эффект от применения системы очистки фирмы "DERRICK" на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3 - 4 куста оборудование полностью себя окупает.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.

 

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

 

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

 

Стоимость расходуемой на бурение одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.21):

 

ЗЕД=20401 - 116100= - 95699 руб.

 

По формуле (5.18):

 

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 95699) =51266 руб.

 

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

 

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

 

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по формуле (5.21):

 

ЗЕД=0,7 × 40320 - 1,2 × 30450= - 8316 руб.

 

По формуле (5.18):

 

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 8316) =38154 руб.

 

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

 

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

 

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по формуле (5.21):

 

ЗЕД=0,7 × 87813 - 1,2 × 95903= - 90931 руб.

 

По формуле (5.18):

 

ЭСКВ= (94643 × 0,39 + 0,15 × 90931) =50546 руб.

 

Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:

 

ЭСКВ=УПI × ЭВР руб. (5.22)

 

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

 

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

 

По формуле (5.22):

 

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

 

Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

 

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

 

По формуле (5.22):

 

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

 

Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

 

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

По формуле (5.22):

 

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

 

Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

 

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

 

По формуле (5.22):

 

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

 

Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения жилищно-бытовых условий.

По формуле (5.20) при ΔП=1%:

 

ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.

 

По формуле (5.22):

 

ЭСКВ=94643 × 0,2=18929 руб.

 

Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.

По формуле (5.20) при ΔП=2%:

 

ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.

 

По формуле (5.22):

ЭСКВ=94643 × 0,39=36911 руб.

 

Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:

 

ЭОБЩ=252684+291746-63295+51266+38154+50546+18929+18929+18929+18929+18929+36911=809557руб.

 

Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана ЭОБЩ=809557 руб, что составит 11,5%.

 

6. Специальная часть

 

Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении.

Объединение "Томскнефть" ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения - все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на 1.01.2000 г. - 3866 скважин, механизированный фонд - 3207 скважин, фонд скважин оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) - 922 скважины (28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.

Механизированным способом в объединении добывается 90,7% нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем дебите скважины 22 тонны в сутки.

Из технологического регламента выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, модуль - секции насоса, кабельная линия, наземное электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на скважине.

Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:

максимальное содержание попутной воды - 99%;

водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5;

максимальная плотность жидкости - 1,4 гр/см3;

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм × с;

максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;

максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;

при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;

максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;

для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;

максимальная температура - 90 ° С;

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели;

максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 1,5°/10м;

максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 25,0 МПа;

в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;

Правила подбора УЭЦН к скважине:

1. Подбор УЭЦН  к скважине осуществляется посредством  расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации  УЭЦН.

2. Расчеты  базируются на имеющейся в  НГДУ информации: о коэффициенте  продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии; газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти.

3. При использовании  в расчетах "Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 21/10 м, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

4. В процессе  подбора необходимо руководствоваться  принятой в НГДУ методикой. При  этом максимальное содержание  свободного газа у приема насоса  не должно превышать 25% для установок  без газосепараторов. В случае, если  по скважине ожидается значительный  вынос мех. примесей или отложение  солей в насосе, спускать УЭЦН  без шламоуловителя запрещается.

5. Результаты  подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный  диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический  уровень, максимальный темп набора  кривизны в зоне спуска и  на участке подвески УЭЦН; особые  условия эксплуатации: высокая температура  жидкости в зоне подвески, расчетное  процентное содержание свободного  газа на приеме насоса, содержание  механических примесей, соли, наличие  углекислого газа и сероводорода  в откачиваемой жидкости заносятся  в паспорт-формуляр. Опасные зоны  в колонне, где темпы набора  кривизны превышают допустимые  нормы (более 1,5° / 10 м), заносятся в паспорт-формуляр.