Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

прочих основных средств Текущий ремонт оборудования: наземного подземного

Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти Деэмульсация

Расходы по увеличению нефтеотдачи пластов Цеховые расходы Общепромысловые расходы


0,040

0,138


0,677

0,173


Итого


0,025

0,056

0,023

0,090

0,288

0,133

0,163

1,806


140


Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных о себе­стоимости добычи отдельными способами определим себестоимость, исходя из общих затрат по статьям расходов и дифференцирован­ных технико-экономических показателей, учитываемых плановым и производственно-техническим отделами НГДУ. Это дает возмож­ность определить, какую часть в общих промысловых затратах за­нимают действительные затраты на добычу нефти по способам экс­плуатации.

Не расшифровывая каждую статью в отдельности, проведем рас­четы по каждой статье для УЦЭН и ШСНУ.

1. 
   Энергетические затраты:
   

а) затраты на установленную мощность.

Стоимость 1 кВ-А мощности 0,056 у. е./сут.

УЦЭН: трансформатор 30 кВ-А, затраты 1,68 у. е./сут,

ШСНУ: трансформатор 20 кВ-A, затраты— 1,12 у. е./сут;

б) затраты на извлечение жидкости С_ж могут быть рассчитаны по следующей формуле:


С _ж = Nk₃atku. (6.5)

где N — мощность используемого электродвигателя, кВт, А, — коэффициент эксплуатации; а — стоимость 1 кВт/ч электроэнергии (0,0032 у. е./кВт-ч); t — время работы, ч; k„ — коэффициент ис­пользования мощности.

УЦЭН: мощность ПЭД N — 17 кВт, k„ = 0,52, А, = 0,957, С_ж = = 0,647 у. е./сут.

ШСНУ: N = 13 кВт, k„ = 0,52, k₃ = 0,942, С_ж= 0,49 у. е./сут;

в) при использовании специальных установок по депарафиниза­ции на скважинах с УЦЭН необходимо учитывать энергозатраты на их работу.

Перемножив суточные затраты на отработанные скважино- дни, получим общие затраты на эксплуатацию по каждому способу. Разделив эти затраты на соответствующую добычу, получим за­траты на 1 т по каждому способу: УЦЭН 0,0534 у. е./т; ШСНУ 0,1345 у. е./т.

2. 
   Зарплата с отчислениями.
   

При равных условиях (рельеф, расстояние, связь) можно при­нять, что для обслуживания одной скважины, оборудованной УЦЭН, требуется больше обслуживающего персонала, чем для скважины с ШСНУ. Принимая коэффициент трудоемкости обслуживания скважины с ШСНУ за 1, для УЦЭН примем 1,4.

Затраты на заработную плату распределяют пропорционально коэффициенту трудоемкости обслуживания и скважино-дням, от­работанным: УЦЭН 0,128 у. е./т; ШСНУ 0,336 у. е./т.

3. 
   Амортизация:
   

а) скважин — средняя стоимость одной скважины составляет 95000 у. е. Годовая норма амортизации составляет, например, 8,3 %. Зная число скважин, эксплуатирующихся тем или иным способом, стоимость одной скважины и годовой процент ее аморти­


141





зации, можно получить амортизационные отчисления: УЦЭН 0,5 у. е./т; ШСНУ 1,949 у. е./т;

б) амортизация прочих основных средств — норма амортизации на оборудование скважин, например, 9,2 % Но эту величину нельзя брать для расчета, так как в течение года происходит дви­жение фонда: оборудование на некоторых скважинах частично или полностью заменяют. Чтобы учесть это, необходимо оперировать средней нормой амортизации, которая должна вычисляться в каж­дом НГДУ отдельно. С учетом сказанного затраты на 1 т нефти со­ставят: УЦЭН 0,148 у. е./т; ШСНУ 0,503 у. е./т.

4. 
   Текущий ремонт:
   

а) ремонт наземного оборудования.

Затраты на ремонт наземного оборудования распределяют про­порционально скважино-дням числившимся: УЦЭН 0,0188 у. е./т; ШСНУ 0,0695 у. е./т;

б) ремонт подземного оборудования.

Затраты на ремонт подземного оборудования складываются из затрат на материалы, заработную плату, отчислений, соцстраху выслуги лет, резерва отпусков, проката передвижных агрегатов, амортизации и т. д. Эти затраты распределяют пропорционально продолжительности подземного ремонта по каждому способу: УЦЭН 0,0448 у. е./т; ШСНУ 0,251 у. е./т.

5. 
   Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти.
   

Затраты на перекачку и хранение нефти принято распределять

пропорционально количеству добытой жидкости, которое зависит от обводненности. При этом себестоимость нефти будет тем выше, чем выше обводненность продукции. Но содержание воды в нефти не зависит от способа добычи. Поэтому затраты на эту статью рас­пределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по спо­собам в общей добыче нефти: УЦЭН 0,023 у. е./т; ШСНУ 0,023 у. е./т.

6. 
   Деэмульсация.
   

Затраты на деэмульсацию также пропорциональны удельным весам добычи по способам в общей добыче нефти: УЦЭН 0,09 у. е./т; ШСНУ 0,09 у. е./т.

7. 
   Расходы по увеличению нефтеотдачи пластов.
   

Эти затраты распределяют пропорционально удельным весам добычи нефти по способам: УЦЭН 0,288 у. е./т; ШСНУ 0,288 у. е./т.

8. 
   9. Цеховые и общепромысловые расходы.
   

Затраты по этим статьям распределяют пропорционально чис­лившимся скважино-дням. Предварительно из общей суммы вы­деляют затраты на ремонт и прокат УЦЭН: УЦЭН 0,234 у. е./т; ШСНУ 0,784 у. е./т.

Сложив затраты по отдельным статьям для данных способов, получают себестоимость добычи 1 т нефти по способам: УЦЭН 1,528 у. е./т; ШСНУ 4,428 у. е./т.

Таким образом, фактическая себестоимость добычи нефти УЦЭН в 2,9 раза ниже, чем ШСНУ.

Исходя из этого среди промысловиков утвердилось мнение, что применение УЦЭН более эффективно, нежели ШСНУ. Положение


142





это ошибочно и связано с фактически сложившейся на промыслах обстановкой. (УЦЭН работают в высокодебитных скважинах, а ШСНУ — в низкодебитных), а также с принятой методикой рас­чета себестоимости. Характерные ошибки принятой методики сле­дующие.

1. 
   Средняя норма амортизации насосных установок не отражает реального положения. Опыт показывает, например, что станки- качалки с успехом работают в течение 15—20 лет, т. е. при норме амортизации 5—7,7 %, а не 9,2 %.
   
2. 
   Одной из крупных статей расходов является статья на уве­личение нефтеотдачи пластов поддержанием пластового давления. Повышение пластового давления приводит к снижению потребных напоров скважинных насосов. Поэтому эти затраты необходимо учитывать только в размерах, пропорциональных достигнутому эффекту.
   
3. 
   Недостаточно точно учитывают расходы на перекачку и хранение нефти, о чем было сказано выше.
   
4. 
   Недостаточно точно учитывают расходы на деэмульсацию, ибо нефть, добытая различными насосными установками (УЦЭН и ШСНУ), требует различных затрат на деэмульсацию.
   
5. 
   Одним из важнейших показателей при определении себестои­мости добычи нефти является дебит скважины по нефти (при этом считают, что дебит скважины равен подаче установки), а также высота подъема продукции скважины.
   

Для условий рассмотренного примера расчета себестоимости добычи нефти подача установки УЦЭН в 3,76 раза выше, чем уста­новки ШСНУ. Если принять подачу установки ШСН равной УЦЭН, то себестоимость добычи нефти ШСНУ составит 1,43 у. е./т. Следует отметить, что подача УЦЭН в данном конкретном случае составляет 43 т/сут нефти.

Поэтому для определения пределов экономической эффектив­ности обоих способов необходимо рассматривать все затраты, во- первых, при равных подаче и высоте подъема нефти, и, во-вторых, с учетом вышеизложенного.

Рассчитаем себестоимость добычи нефти для условий конкрет­ного примера: подача для обеих установок одинакова и равна: 30, 40, 50, 60, 80 и 100 т/сут нефти. При этом высоты подъема нефти также равны. Результаты расчета сведем в табл. 6.4.

По приведенным данным построены зависимости (рис. 6.2). Как видно, нефть, добытая ШСНУ, имеет меньшую себестоимость при дебитах до 54 т/сут, чем нефть при добыче УЦЭН. При больших дебитах экономически выгоднее использовать УЦЭН.

Для условий задачи массовая подача скважины составляет

Q' = (?р_н =80 м³/сут-880 кг/м³-10

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА Условия фонтанирования.

Минимальное забойное давление фонтанирования

Условия фонтанирования определяются соотношением между эф­фективным. газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

За эффективный газовый фактор Г₉ф принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости.

Удельный расход газа R_0пт определяют при оптимальном ре­жиме работы подъемника.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме

Гэф^^опт* (7'О

Неравенство (7.1) позволяет определить наиболее благоприят­ные, необходимые условия фонтанирования скважины, которые на практике могут оказаться недостаточными.

Исходя из определения, эффективный газовый фактор рассчи­тывают по формуле

Г_эф = (1 - гс_в/100) [Угв’(Рб) + V\_B (Ру)]/2, (7.2)

где V_rB (р₆) и У_гв (р_у) — объемы свободного газа, приходящиеся на единицу массы жидкости соответственно при давлении у баш­мака и на устье подъемника, а п_в — массовая обводненность.

При содержании азота в попутном газе менее 5 % для опреде­ления эффективного газового фактора можно использовать средний коэффициент растворимости газа в нефти. * Тогда,"если забойное давление р_заб меньше давления насыщения 'р„ас, условие фонта­нирования будет следующее:

(р 1 о³ . ^а Рзаб

4. 
   м³/т; плотность пластовой нефти р„ _пл = 760 кг/м³; плотность дегазированной нефти р„_д = 860 кг/м³; обводненность продукции п_в = 10 %; плотность пластовой воды р_в = 1180 кг/м³; азот в по­путном газе отсутствует.