Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

Как показал расчет, при  уменьшении глубины погружения насоса под динамический уровень существенно  улучшаются технический и энергетические характеристики установок ШСНУ.

Так при изменении  глубины спуска насоса на 300 метров в скважине № 80 КПД подземной части изменился с 52% до 61%, а КПД ШСНУ с 43% до 48%. Это дало дополнительные 0,473 м³/сут. добычи жидкости или 0,219 м³/сут. нефти. Похожие результаты наблюдаются и по скважинам №№99, 229.

 

 

 

 

 

 

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА

       4.1 Краткая характеристика основных технико-экономических      показателейНГДУ «Дагнефть»

НГДУ «Дагнефть» - производственно-хозяйственный  комплекс осуществляет разработку 41 нефтяного  месторождения .

Объем добычи нефти за 2003 год составил 341,5 тыс.тонн – 101,25% к уровню 2002 года. За год проведено 12 геолого-технических мероприятий дополнительная добыча нефти по ним составила 14,6 тыс.тонн.

Численность промышленно-производственного  персонала составила 2843 человека – 96,80 % к уровню 2002 года. Производительность труда составила 12% - 109,09%  к 2002 году.

Месторождения НГДУ «Дагнефть» находятся на поздней стадии разработки, поэтому наблюдается постоянный рост себестоимости добычи нефти. В  этих условиях возрастает роль геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию притока нефти к скважинам, и внедрение новой техники и передовых технологий.

В таблице 4.1 представлены технико-экономические показатели НГДУ «Дагнефть» за 2001-2003 год.

В таблице 4.2 представлена калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти по статьям затрат НГДУ «Дагнефть» за 2003 г.

       4.2 Методика расчета экономической эффективности от    оптимизациискважин, оборудованных ШСНУ

Установка нового режима заключается в уменьшении глубины погружения ШСНУ под динамический уровень, согласованию режима работы системы «пласт-насос».

Экономический эффект от данного мероприятия будет получен  за счет уменьшения цены на НКТ и  штанги, изменения типоразмера насоса, уменьшение установленной мощности, увеличения дебита скважин. Оборудование, извлекаемое после оптимизации, будем использовать на других скважинах.

 

Таблица 4.1

Технико-экономические  показатели  НГДУ «Дагнефть»

Показатель	2001г.	2002г.	2003г.	Отклон.2003г. к 2003 г.
				Абсолют.	Относит.%
1	2	3	4	5	6
1 Добыча нефти, тыс.  т	360,5	337,3	341,5	4,2	101,25
2 Добыча газа, млн.  м3	747,7	590,0	755,0	165,0	127,97
3 Товарная продукция,  тыс. руб.	923945,0	1775370,0	1853524,0	78154,0	104,4
4 Вод новых скважин  из бурения СКВ.	1,0	4,0	1,0	-3,0	25,00
5 Бурение, метр	9300,0	9222,0	6100,0	-3122,0	66,15
6 Капитальные вложения, тыс.руб.	141506,0	299462,0	3342400,0	3042938,0	1116,13
7 Среднегодовая стоимость  основных фондов	84432,0	387508,0	262300,0	-125208,0	67,69
8 Себестоимость товарной  продукции	950678,5	977492,0	915417,0	-62075,0	93,65
9 Себестоимость единицы  продукции
- 1 т нефти, руб./т	2477,0	2627,6	2680,2	277,5	110,56
- 1000 м3 газа, руб./м3	193,6	224,9	235,6	10,7	104,76
10  Средняя цена  единицы продукции
- 1 т нефти, руб./т	3420,4	4822,6	4137,6	-685,0	85,80
Продолжение таблицы 4.1
1	2	3	4	5	6
- 1000 м3 газа, руб./м3	273,5	376,5	518,1	141,6	137,62
11 Численность, чел.	2732,0	2985,0	2873,0	-112,0	96,25
-ППП	2023,0	2937,0	2843,0	-94	96,8
12 Фонд заработной  платы, тыс. руб.	110501,9	154647,3	202380,0	47732,7	130,87
-ППП	100456,3	140969,5	171603,0	30633,5	121,73
13 Прибыль, тыс. руб.	389985,0	426157,0	685514,0	259357,0	160,86

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.2

Калькуляция себестоимости  добычи 1 тонны нефти, руб.

Статья затрат	Всего	Условно- перемен.	Условно- постоян.
1.Расходы на электроэнергию по извлечению нефти	4,52	1,36	3,16
2.Расходы по искусственному воздействию на пласт	7,50	1,87	5,36
3.Основная зарплата производственных рабочих	20,35	-	20,35
4.Амортизация скважин	74,15	-	74,15
5.Расходы по сбору и транспорту нефти	142,04	56,82	85,22
6.Расходы по технологической подготовке нефти	114,06	51,33	62,73
7.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	515,65	-	515,65
8.Цеховые расходы	43,47	-	43,47
9.Общепроизводственные расходы	392,27	-	392,27
10.Отчисления на воспроизводство МСБ	788,49	788,49	-
11.Прочие расходы	618,19	-	618,19
12.Производственная себестоимость 1 тонны нефти	2680,2	899,87	1780,33

 

1) Основным показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта Э_Т. Он определяется на всех этапах оценки мероприятия как превышение стоимостной оценки результатов Р_Т над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов З_Т

                               

,                                                              (4.1)

где  Э_т - экономический эффект, руб.;

 Р_Т - стоимостная оценка результатов мероприятия, руб.;

 З_Т - стоимостная оценка совокупных затрат ресурсов, руб.

 2) Годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия

                          

,                                                (4.2)

где Dq – суточный прирост добычи нефти, т/сут.;

К_Э – коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, д. ед.;

К_кр– коэффициент кратности;

30,4 – среднее количество  дней в месяце;

3) Стоимостная оценка  результатов мероприятия рассчитывается  по формуле (руб.)

                              

,                                                      (4.3)

где Ц – цена 1 тонны нефти, руб.;

DQ_ДОП – годовой прирост добычи нефти в результате мероприятия, т.

4) Затраты на проведение  мероприятия определяются по  формуле (руб.)

                   

,                                            (4.4)

где  З_РЕМ  – затраты на проведение ремонта, по смене скважинного оборудования, руб.;

 З_ДОП – затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, руб.;

    ΔК – изменение капитальных затрат, связанное со сменой подземного оборудования, руб.;

        ΔN – изменение затрат, связанные с платой за установленную мощность, руб.;

    Ц_нас – стоимость насосов, руб.

5. Изменение затрат  за установленную мощность (руб.)

                 

                                 (4.5)

где N_{2 i} – мощность насосов i скважины после оптимизации, кВт;

      N_{1 i} – мощность насосов i скважины до оптимизации, кВт;

           Ц_эл  -  тариф 1 кВт энергии, руб./год;

n – число оптимизируемых скважин.

6) Капитальные затраты,  связанные со сменой подземного  оборудования, (руб.)

 

,         (4.6)    

где  n – число замен подземного оборудования, шт.;

Ц_Шi1 – цена погонного метра штанги i скважины до оптимизации, руб./м;

Н_Шi1 – длина штанги i скважины до оптимизации, м;

Ц_НКТ1i – цена погонного метра НКТ i скважины до оптимизации, руб./м;

Н_НКТ1i – длина НКТ i скважины до оптимизации, м;

Ц_Шi2 – цена погонного метра штанги i скважины после оптимизации, руб./м;

Н_Шi2 – длина штанги i скважины после оптимизации, м;

Ц_НКТ2i – цена погонного метра i скважины после оптимизации, руб./м;

Н_НКТ2i – длина НКТ i скважины после оптимизации, м;

7) Затраты, связанные  с дополнительной добычей нефти, (руб.):

                            

,                                                   (4.7)

где  З_ПЕР – условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

8) Условно-переменные  затраты на добычу нефти, (руб./т)

            

,                       (4.8)

где  З_ЭЛ.ЭН – затраты на электроэнергию, руб.;

З_ППД – затраты на поддержание пластового давления, руб.;

З_ВМСБ – затраты на воспроизводство минерально-сырьевой базы, руб.;

З_ПОДГ – затраты на подготовку скважинной продукции, руб.;

З_СБТР – затраты на сбор и транспортировку продукции, руб.

9) Затраты на проведение  ремонта, по смене скважинного  оборудования  (руб.)

                                  

,                                                       (4.9)

где  С_Ч - стоимость 1 часа ремонта, руб.;

  t – средняя продолжительность  ремонта по смене ШСНУ бригадой  ПРС, час.

10) Прирост прибыли  от реализации мероприятия определяется  по формуле (руб.)

              

,                          (4.10)

где   С₁ – себестоимость нефти до реализации мероприятия, руб./т;

 С₂ – себестоимость нефти после реализации мероприятия, руб./т;

 Q₁– годовой объем добычи нефти НГДУ до мероприятия, т.

11) Себестоимость после  реализации мероприятия определяется по формуле (руб./т)

       

+ Ц_н                                 (4.11)

где А – изменение ежегодных амортизационных отчислений за счет экономии капиталовложений, руб.

12) Изменение ежегодных  амортизационных отчислений за  счет экономии капиталовложений, (руб.)

                               _,                                                     (4.12)

где   Н_АШi – норма амортизации штанги,  %;

          Н_АНКТi – норма амортизации НКТ,  %;

13) Налог на дополнительную прибыль находится как (руб.)

                         ΔН= ΔП ·N /100,                                                          (4.13)

где, ΔП – дополнительная прибыль, руб.;

N – налог на прибыль, %.

14) Дополнительную чистую прибыль находим как (руб.)

                                        ΔП_ч= ΔП - ΔN    .                                          (4.14)

4.3 Расчет экономической  эффективности от оптимизации скважин,оборудованных ШСНУ

Исходные данные для  расчета экономического эффекта  от оптимизации скважины, оборудованной ШСНУ, приведены в таблице 4.3

Таблица 4.3

Исходные данные для  расчета экономического эффекта  от оптимизации скважины, оборудованной  ШСНУ

Показатель	Значение
1. Годовая добыча нефти,  тыс. т	341,5
2. Цена 1тонны нефти  без НДС и акцизов, руб./т	4137,6
3. Себестоимость добычи  нефти, руб./т в т.ч. условно-переменные затраты, руб./т	2680,20 899,87
4. Налог на прибыль, %	24
5. Средняя стоимость одного часа ремонта, руб.	1870,00
6. Средняя продолжительность ремонта по смене ШСНУ бригадой ПРС, ч	48,00
7. Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, д. ед.	0,56
8. Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	262300,00
9. Среднесписочная численность, чел.	2843
10. Стоимость, руб.: НСВ1- 28	9340,00
11. Стоимость НКТ, руб./м	228,00
12. Стоимость штанги, руб./м	180,00
13. Стоимость установленной мощности за 1 кВт в год, руб.	2700,00
14. Норма амортизации, %: НКТ штанги	12,00 13,60