стоимости этих вложений на одну скважину на найденное по рас чету число скважин.
Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство (за вычетом капитальных вложений, связанных с поддержанием пла стового давления) и указанных дополнительных капитальных вложений определит общий объем капитальных вложений без поддержания давления.
По разности между этим общим объемом капитальных вложе ний и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при
поддержании давления находят |
экономию |
средств, |
полученную |
||||||||||
за счет поддержания пластового давления. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Qj/мес |
|
|
Путем |
деления |
общего объ |
||||||||
|
|
ема капитальных |
вложений |
на |
|||||||||
|
|
|
фактическую |
годовую |
добычу |
||||||||
|
|
|
нефти определяют |
капитальные |
|||||||||
|
|
|
вложения, |
|
приходящиеся на 1 т |
||||||||
|
|
|
нефти, |
полученную |
без |
поддер |
|||||||
|
|
|
жания |
пластового |
давления и |
||||||||
|
|
|
с поддержанием давления. Отно |
||||||||||
|
|
|
шением |
этих |
удельных |
капи |
|||||||
|
|
|
тальных |
вложений |
определя |
||||||||
|
|
|
ется процент повышения |
капи |
|||||||||
Рис. X I 1.1. График для |
определения |
тальных вложений |
при |
разра |
|||||||||
ботке |
месторождения |
без |
под |
||||||||||
эффективности методов |
поддержания |
держания |
|
пластового давления. |
|||||||||
пластового давления. |
|
|
|
||||||||||
Добыча нефти: J —с поддержанием плас- |
Рассчитать |
|
эффективность |
||||||||||
стового давления, 2 — теоретическая кри |
разработки |
нефтяного |
месторо |
||||||||||
вая без поддержания пластового давления |
ждения |
с |
поддержанием |
пла- |
|||||||||
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
ствого |
давления. |
|
|
|
|
|
|
|||
1. Увеличение добычи нефти. Фактическая добыча нефти при |
|||||||||||||
поддержании пластового |
давления составляет |
1 |
млн. |
|
т |
в |
год |
||||||
(106 т). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Возможную добычу нефти без поддержания пластового давле |
|||||||||||||
ния находят по графику |
(рис. X II. 1). Кривая |
1 |
характеризует |
||||||||||
изменение добычи нефти |
с поддержанием |
пластового |
давления, |
||||||||||
а кривая 2 — темп падения добычи нефти без поддержания пла стового давления (строится по фактической добыче за время, пред шествующее поддержанию давления, или при помощи корреля ционной таблицы по среднему коэффициенту падения добычи). Заштрихованная площадь выражает прирост добычи нефти за все время эффективности процесса поддержания давления.
Для определения общего прироста добычи нефти пользуются планиметром. Замеренная заштрихованная площадь АВС равна 1500 мм2, что в принятых масштабах Q и t соответствует 1500 тыс. т за весь период или 1500-103- 12/50 = 360103 т/год, где 50 мес — общая продолжительность эффекта. Следовательно, годовой эф
фект составит 360 -103- 100/10° = 3 6 % |
фактической добычи нефти. |
2. Повышение производительности |
труда рабочих. Допустим, |
2 3 4
численность рабочих на промыслах составляет 320 чел., в том числе занято на транспорте, хранении и деэмульсации нефти 50 чел.
Добыча нефти, приходящаяся на одного рабочего при разра ботке с поддержанием пластового давления:
10*6 : 320 = 3125 т.
Удельная численность промысловых рабочих на одну сква жину без цеха поддержания пластового давления (ППД) 2,5 чел.
Для определения производительности труда необходимо найти численность рабочих при работе без поддержания пластового да вления. Для этого следует из общей численности рабочих и с к л ю ч и т ь - T O число их, которое занято транспортом, хранением и деэмульсацией нефти, дополнительно полученной за счет поддержания давления. В данном случае следует исключить
50 чел-0,36 = 1 8 чел.
Следовательно, численность рабочих при разработке место рождения без поддержания пластового давления составит
320 — 18 = 302 чел.,
а производительность труда
10е — 360Ю3 = 2120 т на 1 чел. в год.
302
Таким образом, производительность труда при поддержании пластового давления будет выше на
(3125 — 2120) 100 _
Кроме того, в результате поддержания пластового давления будет сокращена численность рабочих в размере, необходимом для обслуживания дополнительно пробуренных скважин, которые потребовались бы для получения такого же прироста добычи нефти без поддержания пластового давления (расчет этого числа скважин см. ниже):
2,5 чел-87 = 217 чел.
3. Снижение себестоимости добычи нефти. Фактические экс плуатационные затраты на добычу нефти составляют 3,6 млн. руб.
в |
год, |
в |
том числе: |
|
а) |
на |
закачку воды в пласт 7 5 0 -103 руб.; |
|
б) |
на транспорт, хранение и деэмульсацию всей нефти 275 X |
|
X |
103 |
руб. |
|
Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием пл1астового давления
3 ,6 -106 : 10е = 3,6 руб.
Для определения эксплуатационных затрат на добычу нефти без поддержания пластового давления надо исключить из факти-
235»
ческих эксплуатационных затрат те затраты, которые связаны
сзакачкой воды, а также затраты по транспортировке, хранению
идеэмульсации нефти в той доле, которая связана с поддержанием пластового давления, т. е.
275* 103•0,36 = 99* 103 руб.
Таким образом, на добычу без поддержания пластового давле ния относятся затраты
3 ,6 -106 - (750 -103 + 99• 103) = 2751 •103 руб.
Поэтому себестоимость добычи 1 т нефти без поддержания пла стового давления будет
2751 •103 : (10е - 3 6 0 -103) = 4,3 руб.
Экономия от снижения себестоимости 1 т нефти составит
4,3 — 3,6 = 0,7 руб.
Общая экономия эксплуатационных затрат на всю добычу ■будет
0,7 •106 = 7 •105 руб.
4. Экономия капитальных вложений. Исходные данные: ка питальные вложения в промысловое хозяйство и поддержание пла стового давления 8 ,6 -106 руб.; стоимость строительства одной -скважины 110-103 руб.; стоимость промыслового обустройства одной скважины 2 8 -103 руб.; капитальные вложения в цех поддер жания пластового давления 8 - 103 руб.; скважино-месяцев отра ботанных 1800; стоимость разведки одной эксплуатационной сква жины 2 0 -103 руб.; коэффициент эксплуатации 0,97.
Средний дебит на скважино-месяц, отработанный без поддер жания пластового давления
(10е — 360 -103) : 1800 = 355 т.
Исходя из общего прироста добычи нефти, среднего дебита на скважино-месяц, полученный без поддержания пластового давле ния, и коэффициента эксплуатации, определяют число эксплуата ционных скважин, которые необходимо было бы пробурить для обеспечения дополнительной добычи нефти без поддержания пла стового давления:
360-1 о3
С К В.
355-0,97-12 —
Здесь 12 — число месяцев в году.
Капитальные вложения в бурение этих скважин составят 110• 10387 = 9570* 103 руб.
Капитальные вложения в промысловое обустройство этих -скважин
28* 103-87 = 2436* 103 руб.
2 3 6
Стоимость разведки 87 скважин
20 -103 - 87 = 1740* 103 руб.
Всего для обеспечения дополнительного объема добычи неф™ без поддержания пластового давления потребовалось бы капиталь ных вложений
9570-103 2436• 103 -Ь- 1740-103 = 13 7 4 6 -103 руб.
С учетом средств, уже вложенных в разработку без поддержа ния давления 8592* 103 руб. (8 ,6 -10е—8.103), для добычи 1 млн. т нефти при разработке без поддержания давления потребовалось бы вложить
8592-103 + 13 746• 103 = 22338• 103 руб.
Следовательно, экономия капитальных вложений составит
22 338-103 — 8600• 103 = 13 738-103 руб.
Исходя из общего объема капитальных вложений, определяем удельные капитальные вложения, приходящиеся на 1 т нефти,, в течение года в условиях разработки с поддержанием и без под держания пластового давления.
Удельные капитальные вложения для получения 1 т нефти при поддержании пластового давления составят
8,6- 10е : 106 = 8,6 руб.
То же без поддержания пластового давления
22 338-103: 10е = 22,34 руб.
или на 115% больше, чем при поддержании пластового давления^ Сведем для наглядности все полученные данные в табл. X II.К Из этой таблицы видно, что при поддержании пластового давле ния добыча нефти увеличится на 36% , производительность труда — на 32% и будет достигнута экономия рабочей силы в 40 чел. При.
Т а б л и ц а X II. 1 Эффективность поддержания пластового давления
|
|
Эффект |
|
|
Показатели |
абсолютный |
% |
|
|
||
Увеличение добычи нефти, тыс. т |
360 |
36 |
|
Рост производительности труда рабочих, т на |
— |
32 |
|
одного |
рабочего |
217 |
40 |
Экономия |
рабочей силы, чел. |
||
Снижение себестоимости 1 т нефти, руб. |
0,7 |
16,3 |
|
Экономия эксплуатационных затрат, млн. руб. |
0,7 |
25,4 |
|
Общее сокращение капитальных вложений, млн. |
13,7 |
61,3 |
|
руб. |
|
13,7 |
61,5 |
Сокращение удельных капитальных вложении на |
|||
1 т нефти, руб. |
|
|
|
2 3 7 '
этом за счет сокращения эксплуатационных затрат на 25,4% и капитальных вложений на 61,3% себестоимость 1 т нефти снижается на 16,3%.
2 . ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ *
Цикл работы скважины при паротепловой обработке (Г ц) скла дывается из времени на подготовительно-заключительные работы (ТПтз), закачку пара (Т3), пропитку пласта и выравнивание тем пературы призабойной зоны (7^ ) и эксплуатацию скважины с по вышенным дебитом (Тэ). Примем следующие значения приведен ных величин: Тп. 3 = 5, Т3 = 40, Тпр = 5 и Т э = 70 дней. Тогда
|
Тц = |
Тп.3 -f- Тз Тпр -j- Тд = 5 -|- 40 |
5 70 = 120 дней. |
|
|
Таким образом, в год по скважине должно быть осуществлено |
|||
365 |
: 120 |
3 |
цикла. |
|
|
Себестоимость дополнительно добытой нефти определится по |
|||
формуле |
|
|
|
|
|
Сд = |
Зд/AQ, |
(XII. 1) |
|
где |
Сд — себестоимость 1 т дополнительно добытой нефти, руб.; |
|||
З д = 2747,5 |
руб. — эксплуатационные |
затраты на дополнитель |
||
ную добычу нефти, которые включают стоимость электроэнергии, пара, деэмульсации и перекачки нефти, амортизацию прочих ос
новных средств и стоимости подземного ремонта скважин; |
AQ = |
|||
= 180 т — дополнительно добытая нефть. |
|
|||
Следовательно, |
по формуле |
(X II. 1) получим |
|
|
Сд = 2747,5/180= 15 р. 30 |
к. |
|
||
Полная промысловая себестоимость 1 т нефти |
|
|||
Сп = (Зд + 30)/Q, |
|
(XI 1.2) |
||
где |
Сп — полная |
промысловая |
себестоимость 1 т нефти, |
руб.; |
3 0 = |
4004 руб. — обычные эксплуатационные затраты на добычу |
|||
нефти без паротеплового воздействия на пласт; Q = 400 т — суммар ная годовая добыча нефти с учетом дополнительно добытой нефти.
А потому |
по формуле (XI 1.2) |
|
|
||
Сп = |
(2747,5 + |
4004)/400 = 16 р. 90 к. |
|
|
|
1 Б р а г и н |
В. |
А. Об определении экономической |
эффективности |
паро |
|
теплового |
воздействия |
на пласт. — «Нефтепромысловое |
дело», 1976, |
№ 3, |
|
с. 27— 34. |
|
|
|
|
|
238
Так как затраты на мероприятия по паротепловой обработке призабойных зон скважин покрываются за счет капитальных вло жений, то годовой экономический эффект определится по следую
щей формуле: |
|
|
|
Э = [(С, + ЕНК,) - {С2+ ЕнК2)] Q, |
|
(X II.3) |
|
где Э — экономический |
эффект, руб.; |
С, = 18 р. |
20 к. — себе |
стоимость 1 т нефти до |
паротепловой |
обработки; |
С2 (Сп) = 16 р. |
90 к. — то же после паротепловой обработки; К , = 208 руб. —
удельные |
капитальные вложения |
на 1 т нефти до обработки; |
|
К2 = 150 |
руб. — дополнительные |
удельные |
капитальные вложе |
ния на 1 т нефти в связи с обработкой; Q = |
400 т — годовая до |
||
быча нефти после паротепловой |
обработки; |
Е и = 0,2 — норма |
|
тивный отраслевой коэффициент сравнительной экономической эффективности.
Годовой эффект по формуле (XI 1.3) составит
Э = [(18,2 + 0,2-208) - (16,9 + 0,2-150)] 400 =
= 5,1 тыс.руб./скв.
Окупаемость затрат на паротепловые обработки скважин
0 = АК/Э, |
(X II.4) |
где О — период окупаемости, лет; Д/С = 14 000 руб. — допол нительные капитальные вложения в год; Э = 5,1 тыс. руб. — годовая экономическая эффективность.
Окупаемость по формуле (X II.4)
0 = 14 000/5100 = 2,7 лет.
При применении передвижной парогенераторной установки дополнительные капитальные вложения на одну скважину сни зятся до 7,3 тыс. руб. в год, а экономическая эффективность повы сится до 6,5 тыс. руб. Следовательно, срок окупаемости затрат составит
О = 7,3/6,5 = 1,1 года.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Исходные данные: среднесуточный дебит скважины до гидро разрыва qn = 3 т; дебит на восьмом месяце после гидроразрыва <7ф= 4 т/сут; коэффициент эксплуатации скважины до гидроразрыва г] = 0,93; после гидроразрыва rh = 0,94; коэффициент падения дебита до гидроразрыва а = 0,98; после гидроразрыва а г = 0,95; фактическая продолжительность эксплуатации скважины после
239