Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:

Обратная промывка водой

1) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

(1)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

 (2)

где v_в - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока v_H при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунке 8. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h₂ при работе агрегата:

3) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см². Следовательно, имеем следующие значения h₃ при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h₄+h₅=0

4) Определяем потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h_6I=2,28 м h_6II=4,92 м

h_6III=11,11 м h_6IV=26,23 м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (6):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на III и IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

8) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости

на II скорости

9) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости

на II скорости

11) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см²):

на I скорости

на II скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

3. Экономическая часть

3.1 Экономический эффект проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз

Обоснование нормативов капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налоговой системы и цен, принятых для расчетов экономических показателей

Капитальные вложения по вариантам разработки месторождения Тенгиз определены по следующим направлениям: скважины; новые объекты; техобслуживание; прочие. Все цифры в долларах являются приближенными на основе имеющихся в распоряжении данных и предположений.

Данные для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат представлены ТШО.

Капитальные затраты в скважины включают затраты: на буровую установку 72500 долларов в сутки плюс затраты на заканчивание скважин 9,45 млн. долларов включая: выкидные линии, подключение к ГЗУ и интенсификации притока без бурового станка. Для вариантов по заводнению затраты на заканчивание скважин включают дополнительные расходы в сумме 1,8 млн. долларов для установки хромированных НКТ. Кроме того, 4 млн. долларов необходимо для переоборудования добывающих скважин в нагнетательные по закачке воды.

Расчетное время продолжительности бурения 90 дней на одну скважину. По нагнетательным скважинам общие затраты составят 17,8 миллионов долларов, включая заканчивание строительства и подключение к ГЗУ.

Капитальные вложения в скважины определены исходя из объема бурения скважин по годам и вариантам.

Капитальные вложения на новые объекты определены с учетом расширения производства и затрат в объекты для закачки воды и газа. Краткое изложение изучения потребности в капитальных вложениях для 4 вариантов разработки следующее: естественный режим - 5,6 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Закачка газа - 4,3 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Заводнение - 7,4 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год, в том числе 1,5 млрд. долларов для обустройства по заводнению (снабжение, транспортировка, обработка и закачка). Примечание: вышеперечисленные расходы по вариантам не включают расширение производства к концу деятельности месторождения в сумме 1,6 млрд. долларов. Расчеты капитальных вложений выполнены с учетом инфляции, темпы инфляции 2%.

Средства на техобслуживание существующих объектов составляют около 70 миллионов долларов США в год для КТЛ1 и КТЛ2, и НИТКИ 5.

По мере снижения темпов производства ниже 10 миллионов тонн в год, средства на обслуживание определяются умножением 70 миллионов долларов на коэффициент текущего производства по отношению к объему добычи 12,4 млн. тонн в год. Как только основной объем добычи снижается ниже 1 млн. тонн в год, расходы на техобслуживание не начисляются. Средства на ежегодное техобслуживание нового оборудования и объектов рассчитываются с учетом 2% инфляции от текущих инвестиций до окончания срока действия договора СП(2032). По окончании срока действия договора, средства на обслуживание снижаются на 1% ежегодно от текущих инвестиций.

Внедрение средств на техобслуживание нового оборудования прекращается на момент, когда суммарные накопленные средства на обслуживание достигнут 25% от первоначальных инвестиций.

В экономические показатели проекта включены капитальные вложения на оборудование компримирования газа. Компрессор устанавливается на входе перерабатывающего оборудования для снижения давление на выходе завода, используя 2-х ступенчатый процесс оптимизации работы коллектора к концу эксплуатационного периода. Снижение давления на устье непосредственно увеличит продуктивность скважин.

Расчет эксплуатационных расходов выполнен на основе данных ТШО.

Эксплуатационные расходы подразделяются на фиксированные и переменные, связанные с производственными мощностями завода продуктивности скважин. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

Текущие фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования и объектов составляют 191 миллионов долларов ежегодно. В состав фиксированных расходов также включаются общеадминистративные расходы ТШО на обеспечение рабочих кадров компании, договорные услуги, обучение персонала, расходы на содержание офиса объектов жил городка в Атырау. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение расходов в зависимости от фактической производительности КТЛ и НИТКИ.

Таблица 12. Методология описания снижения издержек производства приведена в следующей таблице

Фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования
Производительность КТЛ и НИТКИ	Годовые расходы
1. свыше 6 млн. тонн в год	191 млн. долларов США
2. менее 6 млн. тонн в год	75% от 191 млн. долларов США
3. менее 3 млн. тонн в год	50% от 191 млн. долларов США

Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химикалии и другие расходы на материалы, которые зависят от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. В расчетах принята их следующая величина - 6,44 долл./т.

Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание, связанное с восстановительным и капитальным ремонтом нагнетательных и добывающих скважин.

Капитальный ремонт добывающих скважин планируется проводить ориентировочно каждые 6 лет. Его стоимость равна 1,5 млн. долларов. Капитальный ремонт нагнетательных скважин планируется проводить каждые 4 года, стоимостью порядка 2 миллионов долларов.

Как и для существующего оборудования и объектов эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь, фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти и газа оборудование по переработке серы. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

По эксплуатации нефтяного оборудования фиксированные расходы определяются исходя из мощностей и показателя 3,5 долларов на тонну.

Годовые переменные расходы на химикаты и другие расходные материалы определяются исходя из норматива 3,4 долларов на тонну и объема добываемой нефти.

Годовые фиксированные расходы по газовому оборудованию определяются умножением производственной мощности оборудования по закачке газа на издержки в размере 8,6 долларов/1000 м? закачиваемого газа.

Для вариантов с закачкой воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее подготовка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для существующих эксплуатационных расходов.

Дополнительные эксплуатационные расходы, включая электроэнергию и воду по вариантам по заводнению, составляют в среднем 42 миллионов долларов в год.

Удельные издержки на электроэнергию и расходы на приобретение воды составляют 30 долларов/тыс. квт час и 0,25 долларов / баррель воды. Варианты по заводнению также включают расходы на установку хромированных НКТ на 60 существующих скважинах, как только будет введено заводнение. Расходы на капремонт при замене труб составят 4 млн. долларов.

Для расчета амортизационных отчислений применен метод расчета с шагом 5-лет. Норма амортизации 20% ежегодно.

Капитальные вложения, включая общеадминистративные расходы, попадают под начисление амортизации с момента ввода в эксплуатацию скважин, оборудования и объектов.

В соответствии с Соглашением между ТШО и Республикой Казахстан, РК выплачиваются следующие налоги: роялти; подоходные налоги; налог на проценты; налог на доход; прочие налоги. В добавлении к ним Республика Казахстан получит 100% денежного потока средств после окончания срока Соглашения о СП в 2032 г.

Ставка роялти принята равной 18%. Ставка поднимается до 25% при условии, когда накопленная норма прибыли компании Шеврон Тексако достигает 17%.

Ставка налога на доход принята в размере 15% при распределении дохода партнеров ТШО.

Ставка подоходного налога - 30%.

Налог на ссудный процент - 20%.

Кроме этого в расчетах учтены отчисления в социальные фонды РК в размере 36% от фонда зарплаты национальных кадров ТШО.

Базовая ставка налога на имущество равна 8 миллионам долларов на 2002 год с последующим ростом при введении в эксплуатацию фондов.

В основу расчета экономических показателей эффективности разработки заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть сорта «бренд», полученные от компании «Пурвин и Герц», являющейся международной консалтинговой компанией. Принятые в прогнозе темпы инфляции равны 2% от текущих цен.

Экономические показатели проекта были рассчитаны на основе долговременных продаж газа на региональном рынке Кульсары.

Трубопровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) является основным магистральным транспортом для перекачки нефти, что позволило определить долговременный прогноз тарифов трубопровода КТК.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

3.2 Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

С_ост = , (1)

А_год = , (2)

где N_a - норма годовых амортизационных отчислений, %;

С_ост - остаточная стоимость оборудования;

С_п - первоначальная стоимость оборудования;

Т_а - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

А_год = , (3)

где С_ск - стоимость станка-качалки;

С_нкт - стоимость колонны НКТ;

С_шт - стоимость колонны штанг;

С_скв - стоимость скважины;

N_a - норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

С_ост = тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг - С, массы одного погонного метра - q и их длины - l:

С_шт = С₁ l₁ q₁ + С₂ l₂ q_2, (4)

С_шт1 = 84500 • 316 • 2,35 / 1000 + 91000 • 574 • 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ - С, массы одного погонного метра - q и глубины спуска насоса - L:

С_нкт = С q L, (5)

С_нкт1 = 91000 • 4500 • 9,5 / 1000 = 3 890 250 тенге.

С_ск1 = 9100000 тенге.

А_год1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

С_шт2 = 58500 • 216 • 2,35 / 1000 + 67600 • 474 • 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

С_нкт2 = 65000 • 4000 • 9,5 / 1000 = 2 470 000 тенге.

С_ск2 = 2730000 тенге.

А_год2 = тг.

3.3 Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 15515 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ =Минимальная ЗП * Тарифный коэффициент * Количество месяцев* Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной ЗП * Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ₁= 15515 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 6 = 14 727 768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ₂ = 15515 • 10,85 • 12 • 1,35 • 1,14 • 1,75 • 4 = 9 818 512,2 тенге.

Отчисления от ФОТ

Представляют 21% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = 0,21 •14727768,3 = 4 565 608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч2 = 0,21 • 9818512,2 = 3 043 738,78 тенге.

Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

З_эл = Q • Э_уд • Ц_э, (6)

где Q - количество нефти в тоннах;

Э_уд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1т нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Ц_э - цена одного кВт •ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_эл1 = 1,6 • 70 • 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_эл2 = 1,6 • 45 • 5,2 = 374,4 тенге.

Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

З_пп = Q • (Ц_под + Ц_пер), (7)

где (Ц_под + Ц_пер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т нефти.

З_пп = 1,6 • (520 + 455) = 1 560 тенге.

Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

З_ппд = Q_в • Ц_з • Э_н^в (8)

где Q_в - объем закачиваемой воды, т/сут

Ц_з - цена закачки 1 м³ воды, тг

Э_н^в - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м³ воды 23 кВт/ч

З_ппд = 4,8 • 25 • 23 = 2 760 тенге.

Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = 0,25 • 14727768,3 = 3 681 942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_отч2 = 0,25 • 9818512,2 = 2 454 628,05 тенге.

Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

З_рем = , (9)

где КВ - капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_отч1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_рем2 = тенге.

Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_цех1 = (6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 + 1 618 246,188) • 0,2 = 6 313 966,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_цех2 = (6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 + 1 535 387,677) • 0,2 = 4 593 237,22 тенге.

Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

З_год1 = 6 973 849,57 + 14 727 768,3 + 4 565 608,17 + 582,4 + 1 560 + 2 760 + + 3 681 942,075 +1 618 246,188 + 6 258 292,7 = 37 828 125,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

З_год2 = 6 111 709,25 + 9 818 512,2 + 3 043 738,78 + 374,4 + 1 560 + 276 + + 2 454 628,05 +1 535 387,677 + 4 555 629,0 = 27 521 815,4 тенге.

Удельная себестоимость 1 т нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С₁ = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С₂ = тенге.

Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С₁ - С₂) • Q₂ (10)

где С₁ - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С₂ и Q₂ - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (5217,4 - 3796,1) • 7250 = 10 304 334 тенге.

Таблица 13. Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели	До промывки скважины	После промывки скважины
Объем добычи по скважине, т/сут	1,6	2,2
Амортизационные отчисления, тг.	6 973 849,57	6 111 709,25
Фонд оплаты труда (ФОТ), тг.	14 727 768,3	9 818 512,2
Энергетические затраты, тг.	582,4	374,4
Затраты на подготовку и перекачку нефти, тг.	1 560	1 560
Затраты на ППД, тг.	276	276
Прочие отчисления, тг.	3 681 942,075	2 454 628,05
Затраты на ремонт оборудования, тг.	1 618 246,188	1 535 387,677
Общие цеховые затраты, тг.	6 313 966,7	4 593 237,22
Общие годовые затраты, тг.	37 828 125,4	27 521 815,4
Удельная себестоимость 1 т. нефти, тг.	5 217,4	3 796,4
Годовой экономический эффект, тыс. тг.	10 304,3

Заключение

Месторождение Тенгиз Республики Казахстан имеет исключительно сложное геолого-физическое строение. Тем не менее, результаты опытно-промышленной эксплуатации месторождения позволяют наметить в настоящее время пути наиболее эффективного освоения этого одного из крупнейших месторождений мира.

Средний дебит нефти по одной скважине колеблется от 372 до 750,9 т/сут. Все скважины дают продукцию чистой нефти. Основным способом эксплуатации является фонтанный.

Список использованной литературы

Иванова М.М. и другие Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1985 г.;

Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 1996 г.;

Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1985 г.;

Отчет о работе СП «ТШО» за 2001 год;

Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983 г.;

Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра 1989 г.;

Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986 г.

Тайкулакова Г.С. Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2000 г.;

Бренц А.Д. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1984 г.;

Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980 г.;

Брылов С.А. и другие Охрана окружающей среды. Высшая школа 1986 г.

Размещено на Allbest.ru