Повышение эффективности добычи нефти в условиях производства предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Объём добычи нефти в 2006 году составил 3168,702 тыс. т. - это 100,75% к нормам отбора нефти и 156,2% относительно уровня 2005 года. Резкое увеличение объема добычи нефти связано с тем, что в июле 2006 года произошло объединение НГДУ «Лениногорскнефть» с НГДУ «Иркеннефть», т.е. объекты разработки НГДУ «Иркеннефть» вошли в состав НГДУ «Лениногорскнефть». В 2005 году добыча составила 103,4% объёма 2004 года. Таким образом происходит увеличение добычи нефти. Обводненность продукции растет, но за счет увеличения эксплуатационного фонда скважин увеличивается объем добычи нефти. Среднесуточный дебит скважин по нефти падает, но в 2006 году благодаря проводимым мероприятиям он остался на уровне предыдущего года.

Видно, что обводненность добываемой нефти растет, что оказывает отрицательное влияние на добычу нефти. По сравнению с 2005 годом обводненность нефти увеличилась на 8,2%.

Данный факт вызван ухудшением горно - геологических условий разработки площадей. В целях поддержания и увеличения объёма добычи нефти проводятся мероприятия по вводу новых нагнетательных и добывающих скважин из бездействия. Широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов - работы ведутся по 32 технологиям, объём добычи за счёт этого ежегодно увеличивается, и в 2006 году составил 126,884 тыс. тонн, что на 20,8% выше, чем в 2005 году.

3. Краткая геолого-техническая характеристика месторождения. Соответствие применяемых методов воздействия на призабойную скважин геолого-техническим условиям месторождения и их характеристика.

Нефтегазодобывающее управление «Лениногорснефть» разрабатывает объекты расположенные на Ромашкинском месторождении: это площади - Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская, Западно-Лениногорская, Зай-Каратаевская, Куакбашская.

Основным объектом разработки является пашийски горизонт (ДI) франского яруса верхнего девона, который находится в промышленной разработке с 1954 года. Пашийский горизонт (ДI) является многопластовым объектом, для которого характерно переслаивание песчаных, алевролитовых разностей терригенных пород по разрезу и прерывистое распространение по площади песчано-алевролитовых пород. Горизонт ДI представлен терригенными коллекторами нижнефранцского подъяруса. Емкостные и фильтационные свойства коллекторов по пластам изменяются не существенно. Так, по высокопродуктивным неглинистым коллекторам пористость по пластам находится в пределах 21,0-21,4%, по глинистым она колеблется от 18,7 до 19,6% и до 15,3% доходит пористость по малопродуктивным коллекторам. Для отложений пашийского горизонта (ДI) Ромашкинского месторождения характерно наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к его нижним пластам.

Вторым по значимости объектом является 1, 9, 15 залежи бобриковского горизонта, введенные в промышленную разработку в 1980 году.

В настоящее время проводится интенсивное разбуривание продуктивных отложений среднего карбона в пределах залежей нефти верейских, башкирских и серпуховских отложений (залежи №№ 301, 302, 303).

Продуктивные отложения серпуховского возраста, развитые в пределах залежи №303, представлены переслаивающимися между собой доломитизированными, крупнозернистыми, желтовато-белыми известняками и светло-серыми и белыми кристаллически-зернистыми кавернозными доломитами.средняя пористость равна 15,9%, нефтенасыщенность - 0,79, проницаемость - 0,083 мкм2.

Продуктивные отложения башкирского яруса развиты в пределах залежи №302 и представлены чередованием по разрезу и площади пористых проницаемых и плотных пластов и пропластков карбонатных пород. Средняя пористость коллекторов равна 13,3%, нефтенасыщенность - 0,76, проницаемость - 0,086 мкм2.

Для продуктивных отложений верейского горизонта, развитых в пределах залежи №301, характерно наличие в основании пачки тонкослоистых зеленоватых и шоколадно-коричневых известковистых аргиллитов. Залегающие выше отложения представлены органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками. Для верхней части характерногоризонта характерно преобладание терригенных пород. Средняя величина пористости составляет 12,3%, нефтенасыщенности - 0,70, проницаемости - 0,035 мкм2.

Основные извлекаемые запасы нефти (92,8%) содержатся в терригенных песчано-алевролитовых коллекторах, в карбонатных коллекторах.

Площади и залежи Ромашкинского месторождения практически по всему периметру гидродинамически связаны как между собой, так и с водоносной областью. Гидродинамическую связь обеспечивает наличие ярко выраженной вертикальной трещиноватости и упруго-водонапорного режима залежей. Помимо этого, нефть в пластовых условиях имеет высокое значение динамической вязкости (40 МПа·с), т.е. нефть имеет скорость фильтрации в 40 раз меньше по сравнению с фильтрацией пластовой воды. И если учесть тот факт, что вода прорывается по трещинам, а нефть просачивается из матрицы породы, то скорость фильтрации воды относительно нефти многократно возрастает. Все выше перечисленное приводит к преждевременному прорыву воды по трещинам, кавернам и крупным порам из нижележащей водонасыщенной части массива к стволу скважины. По этой причине залежи являются сложными объектами с точки зрения их выработки.

Из анализа работы скважин видно, что происходит очень быстрое обводнение. Средняя обводненность составляет 80 %. Показателем скорости обводнения является коэффициент падения дебита по нефти. По НГДУ «Лениногорскнефть» он равен 0,67. Естественно, что с таким значением коэффициента скважины не вырабатывают свои извлекаемые запасы.

Так же при разработке Ромашкинского месторождения применяются интенсивные технологии воздействия на пласт путем закачки воды, что приводит к быстрому, опережающему обводнению наиболее проницаемых интервалов разреза. В результате этого происходит резкое обводнение продукции добывающих скважин, сопровождающееся большими потерями нефти в неохваченных низкопроницаемых коллекторах.

В связи с ростом обводненности добывающих скважин в процессе эксплуатации нефтяных месторождений актуальной является проблема разработки эффективных технологий ограничения водопритоков.

В НГДУ «Лениногорскнефть» проводятся водоизоляционные работы с применением различных реагентов и технологий. Наибольшие число скважино-обработок проведенено с применением таких реагентов, как СНПХ-9633, нефтебитумный продукт (НПБ), вязко-упругие системы (ВУС).

Применение реагента СНПХ-9633.

В качестве применения технологии селективного снижения проницаемости пласта для воды рассматривается закачка реагента СНПХ-9633. Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин с неоднородными коллекторами и основана на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой образовывать вязкие эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны.

Реагент СНПХ-9633 представляет собой раствор композиции ПАВ в углеводородном растворителе плотностью при 20°С 810-920кг/м3, вязкостью при 20°С, не выше 3мм2/с, температурой застывания, не выше минус 60°С.

Технология эффективна на терригенных и карбонатных коллекторах с обводненностью добываемой продукции не более 90%, с плотность добываемых вод 1015-1185 кг/м3. закачивают реагент СНПХ-9633 из расчета 1,5-8 м3 на 1м перфорированной толщины пласта в количестве 8-25 м3 на скважино-обработку в зависимости от перфорированной толщины пласта. Реагент продавливают в пласт минерализованной водой.

Применение нефтебитумного продукта.

Так же при высокой степени выработонности запасов (соответствующей более высокой обводненности отбираемой продукции) для ограничения притока воды в добывающие скважины используют нефтебитумный продукт (НБП). НБП получают из добывающих скважин при разработке природных битумов Мордово-Кармальского месторождения. Закачка нефтебитумного продукта повышает эффективность вытеснения нефти за счет: мицеллярного строения НБП и его поверхностно-активных свойств, в результате блокирования промытых зон в разработку включаются неохваченные заводнением зоны пласта и создаются необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта.

Технология разработана для закачки продукта в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора проницаемостью 0,1-0,35 мкм2 толщиной более 3 м, обводненные за счет ППД.технология эффективна при закачке в добывающие скважины обводненностью 86% и более.

Так же для карбонатных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти с целью увеличения продуктивности скважин широко используется технология глубокой обработки призабойной зоны композицией ДН-9010.

Применение композиции ДН-9010

Технология глубокой обработки призабойной зоны композицией ДН-9010 предназначена для повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Эффект обеспечивается увеличением радиуса активного дренирования пласта в результате частичного ратворения скелета породы, очисткой поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц. Композиция ДН-9010 представляет собой смесь соляной кислоты, растворителя-гомогенезатора, замедлителя реакций соляной кислоты с карбонатом и ПАВ.

Технология может применяться на скважинах, где многократные соляно-кислотные обратки не дают эффекта.

Композиция ДН-9010 готовится в заводских условиях и должна соответствовать ТУ 39-5765657-131-91.

Технология реализуется с применением серийного нефтепромыслового оборудования.

4. Оценка экономической эффективности различных методов воздействия на призабойную зону скважин, их влияние на добычу нефти, производительность труда, себестоимость

В НГДУ «Лениногорскнефть» в 2006 году с целью повышения нефтеотдачи пластов было использовано 32 технологии. Работы произведены на 353 скважинах (при плане - 347 скважина), 79 скважин - нагнетательные, 274 - добывающие; из них с физико-химическими методами - 313 скважин на сумму 96355,642 тыс. руб. Данные мероприятия по совершенствованию разработки месторождений и повышению коэффициента извлечения нефти позволили в 2006 году дополнительно добыть 126,884 тыс. тонн нефти.

Для обеспечения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами важное значение приобретает применение различного рода методов воздействия как на призабойную зону пласта, так и на пласт в целом.

Совершенствование и регулирование разработки проводилось в следующих направлениях:

1) гидродинамическими методами,

2) третичными методами.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты для обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты увеличивает интенсивность воздействия и вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти.

В НГДУ «Лениногорскнефть» в качестве гидродинамических методов применяется нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков жидкости.

Гидродинамические методы с целью повышения нефтеотдачи способствовали добыть дополнительную нефть в объеме 842,516 тыс. тонн.

Для сохранения высоких объемов добычи нефти и достаточно полной выработности запасов нефти карбонатных коллекторов широко применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и различные химические и физические методы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с целью увеличения ее проницаемости.

Всего методами повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ «Лениногорскнефть» обработано 1496 добывающих и нагнетательных скважин. Наибольшее количество методов увеличения нефтеотдачи пластов приходится на добывающие скважины. На них было проведено 1143 обработок, что составляет около 76,4% от общего числа произведенных обработок. Дополнительная добыча нефти, с учетом закачек предыдущих лет, составила в 2006 году более 712,130 тыс.т. Всего же, с начала применения МУН на добывающих скважинах, было получено 2435,206 тыс.т дополнительной нефти.

Наиболее представлеными методами увеличения нефтеизвлечения на добывающих скважинах рассматриваемых залежей и площадей Ромашкинского месторождения, по цели проведения воздействия, являются методы, относящиеся к следующим группам:

- стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

- водоограничение продукции добывающих скважин;

- комплексное воздействие (стимуляция + водоограничение);

- потокоотклоняющие;

- выравнивание профиля приемистости.

Более 55% мероприяий (170 скважин), относящихся к этим группам, осуществляемых на добывающих скважинах, производится с целью водоограничения продукции. В 2006 году за счет них, с учетом предыдущих закачек, было добыто около 51,6 тыс.т дополнительной нефти. Накопленная дополнительная нефть, полученная от этих методов, составила на 1.01.2007 207,5 тыс.т.

Наибольшее количество мероприятий приходится на технологию ограничения водопритока, в качестве применения технологии селективного снижения проницаемости пласта для воды проводится закачка состава СНПХ-9633. Эффективность по успешным скважинам стабильна все годы. Второе место (31 скважина - успешность 61%) по технологиям ограничения водопритока, при высокой степени выработонности запасов, занимает нефтебитумный продукт (НБП). Дополнительная добыча составляет 7,071 тыс.т нефти, в среднем 228 т на одну скважину-операцию. Кроме выше приведенных технологий на площадях и залежах испытываются новые методы водоизоляции: дисин, ГЭР (нефтенол), ГПТС, КСС и др.

Около 85,5 тыс.т накопленной дополнительной добычи нефти обеспечили 38% мероприятий, направленных на стимулирование отбора продукции добывающих скважин.

Эффективность применения третичных МУН на площадях и залежах Ромашкинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть» за 2006 год:

Из таблицы видно, что наиболее представленными по количеству обработок методами, направленными на стимуляцию работы добывающих скважин, является технология с использованием композиции ДН-9010. Данным методом было обработано 18 добыващих скважин. В 2006 году дополнительно добыто за счет этого метода более 5 тыс.т нефти, с начала применения -49,8 тыс. т. В качестве методов стимуляции скважин терригенных коллекторов девонского горизонта используется воздействие на призабойную зону пласта реагент СНПХ-9030, направленным на растворение терригенной составляющей коллектора.

На поздней стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными пр проницаемости терригенными коллекторами применяются коллоидно-дисперсные системы (КДС).

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта, в котором находят отражения частные показатели эффективности: производительность труда и фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производственных процессов, параметры технического уровня производства и т.д.

Показатель экономического эффекта на всех этапах оценки мероприятий определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия.

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений с использованием методов повышения нефтеизвлечения дополнительный доход предприятия образуется за счет получения дополнительной добычи нефти.

Фактическая эффективность по МУН составила 1550 т/млн. руб. при плановой - 936 т/млн. руб. (на 160%), в то же время в среднем по ОАО «Татнефть» этот показатель достигает 1312 т/млн. руб. Таким образом, на всех площадях и залежах Ромашкинского месторождения широко применяются различные третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, что позволяет получать дополнительную добычу нефти и стабилизировать обводненность продукции скважин.

5. Методика и расчет экономической эффективности одного из прогрессивных методов воздействия на призабойную зону скважин и определение влияния его на основные технико-экономические показатели предприятия

Экономический эффект мероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

Эт = Рт - Зт

где Эт - экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Рт - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

Зт - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия НТП за расчетный период.

При стоимостной оценке результатов и затрат по мероприятию НТП возможны при использовании мероприятия позволяющего получить дополнительную добычу нефти, газа и продуктов его переработки. В этом случае стоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведенной продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат складывается из затрат на производство и использование продукции, полученной от реализации мероприятия НТП;

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимость продукции от реализации мероприятий НТП.

Стоимостная оценка результатов за расчетный период определяется следующим образом

где Pт - стоимостная оценка результатов в t-ом году расчетного периода, руб.;

tн, tк - начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Pт) определяется как сумма основных (Pто) и сопутствующих (Pтс) результатов.

Затраты (Зт) на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты при производстве (Зтп) и при использовании продукции (Зти) без учета затрат на ее приобретение:

Зт = Зтп + Зти.

Затраты на производство (использование) продукции рассчитываются единообразно

,

где Зtп(и) - величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

Иtп(и) - текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;

Кtп(и) - единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t;

Лtп(и) - остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t.

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать еще ряд лет, величина Лtк определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

В случае реализации мероприятия с использованием основных фондов, созданных до начала расчетного периода следует:

а) включать в состав единовременных затрат соответствующую остаточную стоимость этих основных фондов на момент их привлечения, если существует возможность альтернативного использования фондов на других объектах (силовые и рабочие машины, транспортные средства и т.д.);

б) не учитывать остаточную стоимость территориально закрепленных основных фондов (скважины, шахты, здания и т.д.), которые не имеют альтернативы использования для производства другой продукции.

Порядок определения текущих и единовременных затрат в расчетах экономического эффекта, исключающий повторный счет одних и тех же затрат и учитывающий особенности, связанные с привлечением производственных фондов на время реализации мероприятия НТП, излагается в приложении 1.

Для мероприятий НТП, характеризующихся стабильностью технико-экономических показателей (объемов производства, показателей качества, затрат и результатов) по годам расчетного периода, расчет экономического эффекта производится по формуле

,

где Рг - неизменная по годам расчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающая основные и сопутствующие результаты;

Зг - неизменные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятий НТП.

Зг = И + (kр + Ен)·К

И - годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

kр - норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом фактора времени (приложение 6);

Ен - норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений (Ен = 0,1);

К - единовременные затраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетному году).

Снижение обводненности продукции добывающих скважин является важным направлением эффективности разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней стадии.

Разработанная технология применения реагента СНПХ-9633 предназначена для ограничения водопритоков в добывающих скважинах и увеличения их продуктивности.

Изолирующие свойства СНПХ-9633 основаны на способности его при взаимодействии с минерализованной водой образовывать высоковязкие эмульсии с внешней углеводородной фазой. Кроме того наличие до 90% углеводородного растворителя приводит к отмыву призабойной зоны скважин от асфальтено-смоло-парафиновых отложений, способствуя тем самым увеличению их продуктивности.

Исходные данные и расчет экономического эффекта

Расчет экономического эффекта составлен на основании фактических исходных данных НГДУ «Лениногорскнефть» за 12 месяцев 2006 года.

В соответствии с этими данными выручка от реализации дополнительно добытой нефти рассчитана при средневзвешенной цене реализации 6515,8 руб./т

Внедрение данной технологии не требует дополнительных капитальных вложений.

Методом ограничения водопритока обработано 5 скважин с помощью закачки реагента СНПХ-9633.

Рассчитаем потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия по закачке реагента СНПХ-9633:

На проведение мероприятия по закачке реагента затрачивается t=98,8 часов.

Потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия рассчитываются по формуле:

?Ар = q1·t/24

Скважина №15034: ?Ар = 0,2·98,8/24 = 0,82 т

Скважина №15442: ?Ар = 0,3·98,8/24 = 1,24 т

Скважина №15500: ?Ар = 0,2·98,8/24 = 0,82 т

Скважина №17536: ?Ар = 0,3·98,8/24 = 1,24 т

Скважина №35590: ?Ар = 0,1·98,8/24 = 0,41 т

Дополнительную добычу нефти за год по одной скважине (?А) от проведения мероприятий определяем по формуле:

?А = (q2 - q1)·365·кэ·ку - ?Ар

где q1, q2 - среднесуточный дебит по скважине по нефти, до и после обработки т/сут;

кэ - коэффициент эксплуатации скважин;

ку - коэффициент успешности МУН;

?Ар - потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т.;

365 - число дней в году.

Скважина №15034: ?А15034 = (2,9 - 0,2)·365·0,57·1 - 0,82 = 560,92 т

Скважина №15442: ?А15442 = (4,6 - 0,3)·365·0,84·1 - 1,24 = 1317,14 т

Скважина №15500: ?А15500 = (4,3 - 0,2)·365·0,81·1 - 0,82 = 1211,35 т

Скважина №17536: ?А17536= (5,3 - 0,3)·365·0,35·1 - 1,24 = 637,51 т

Скважина №35590: ?А35590 = (3,8 - 0,1)·365·0,78·1 - 0,41 = 1052,98 т

Вычислим дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в сумме:

?А = ?А15034 + ?А15442 + ?А15500 + ?А17536 + ?А35590

?А = 560,92 + 1317,14 + 1211,35 + 637,51 + 1052,98 = 4779,9 т

Рассчитаем затраты на осуществление мероприятия за расчетный период:

План работ:

Рис.1 Схема обвязки наземного оборудования для закачки реагента СНПХ-9633 в добывающую скважину: 1-добывающая скважина; 2-задвижка; 3-обратный клапан; 4-расходомер; 5-насосный агрегат; 6-автоцистерна с реагентом СНПХ-9633; 7-автоцистерна с водой

Рассчитаем материальные затраты на обработку скважины:

нефть себестоимость призабойный скважина

Змат = С·V ·N

где Змат - материальные расходы на обработку;

С, - стоимость материала;

V - количество расходуемых материалов, т;

N - количество обработанных скважин.

Для обработки 1 скважины требуется:

- 12 т реагента СНПХ-9633 по цене 15800 руб./т

- минерализованная вода для продавки реагента СНПХ-9633 - 25 м3 по цене 16,5 руб/м3;

- пресная вода - 2,5 м3 по цене 12,9 руб/м3

Змат = (15800 · 12 + 25 • 16,5 + 2,5 • 12,9) · 5 = 950,223 тыс. руб

Рассчитаем затраты на заработную плату работникам:

Подъемом и спуском подземного оборудования занимается бригада ПРС в составе 2-х человек в течение 115 ч.

Часовая тарифная ставка рабочего в бригаде ПРС равна 34,9 руб./час и награждаются премиальными в размере 40%.

При обработке скважины заняты:

- оператор по химической обработке 5 разряда (32,25 часов),

- слесарь-ремонтник 6 разряда (98,8 ч.)

Часовые тарифные ставки соответственно равны 27,3, 30 руб./ч. Оператор по химической обработке 5 разряда и слесарь-ремонтник 6 разряда награждаются премиальными в размере 45%

Отчисления на социальное страхование - 35,6%.

Затраты на заработную плату работникам:

Ззп = (Стi · t · Чi · Кп )·N,

где Стi - часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда;

t - продолжительность работы;

Чi - численность рабочих i-го разряда;

Кп - премиальный коэффициент;

N - количество обработанных скважин.

Ззп = (34,9 · 115 · 2 · 1,6 + 27,3 · 32,25 · 1 · 1,45 + 30 · 98,8 · 1 · 1,4)·5 =

= 91,347 тыс.руб.

Рассчитаем отчисления на социальные нужды:

Зсоц = (m · Ззп) / 100 = (35,6 · 91,347) / 100 = 32,52 тыс.руб.,

где Зсоц - расходы на социальные нужды;

m - отчисления на социальное страхование, m = 35,6%

Транспортные расходы:

При выполнении мероприятия задействованы:

- подъемник А-50 для спуско-подъмных операций;

- цементировочный агрегат АНЦ-320;

- автоцистерна для транспортировки ЛВЖ АЦ-6,6;

- автоцистерна для транспортировки воды АЦ-10.

Транспортные расходы при обработке одной скважины:

Рассчитаем общие затраты на эксплуатацию транспорта при обработке 5 скважин:

Зтр = 81276,15 · 5 = 406,381 тыс. руб.

Вычислим общие затраты на проведение обработок 5 скважин реагентом СНПХ-9633:

Звн = Ззп + Зсоц + Змат + Зтр = 91,347 + 32,52 + 950,233 + 406,381 = 1480,481 тыс. руб.

Рассчитаем условно переменные затраты на добычу нефти:

В общем случае в условно-переменную часть затрат входят следующие статьи:

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

Рассчитаем расходы на энергию по извлечению дополнительной нефти:

?Зэ = ?А • Нэ •Ц

где ?А - дополнительная добыча нефти, т;

Нэ - удельный расход энергии на 1 т добытой нефти, кВт•ч/т;

Нэ - 11,34 кВт•ч/т

Цэ - стоимость 1 кВт•ч электроэнергии, руб.

?Зэ = 4780,03 • 11,34 • 0,81 = 43,906 тыс. руб

Рассчитаем расходы по искусственному воздействию на пласт:

Расходы по искусственному воздействию на пласт равны 235,56 руб. на 1 одну тонну добытой нефти

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования:

На содержание и эксплуатацию оборудования 1 скважины затрачивается 875,57 тыс. руб

Расходы по сбору и транспортировке нефти:

Эксплуатационные затраты на сбор и транспорт нефти равны 9,21 руб./т

Зсит = 4779,9 • 9,21 = 44,023 тыс.руб

Расходы по технологической подготовке нефти

Зтпн = 4779,9 • 16,69 = 79,776 тыс.руб

Расчитаем сумму налога на добычу полезных ископаемых

Рассчитаем сумму налога на добычу полезных ископаемых:

Нндпи = 2042 руб./т

Зндпи = Нндпи · ?Q = 2042 · 4779,9 = 9760,56 тыс. руб.

Рассчитаем экономический эффект от внедрения мероприятия:

ЭТ =P Т-3Т,

PТ = Ц · ?Q = 6515,8 · 4779 = 31139,008 тыс. руб.,

Средняя цена нефти без НДС, экспортной пошлины - Ц = 6515,8 руб./т

3Т = 11401,746 тыс. руб.

ЭТ = 31139,008 - 11401,746 = 19737,262 тыс. руб.

Чистая прибыль от проведения мероприятия рассчитывается по формуле:

ЧП= ЭТ - Н,

где Н - налог на прибыль

Н = ЭТ · 0,24 = 19737,262 · 0,24 = 4736,943 тыс. руб.

Прибыль НГДУ, полученная в результате проведения мероприятия по ограничению водопритока:

ЧП = 19737,262 - 4736,943 = 15000,319 тыс. руб.

Выводы:

Выводы и рекомендации по повышению эффективности добычи в условиях производства предприятия

В НГДУ «Лениногорскнефть» для сохранения высоких объемов добычи нефти и достаточно полной выработки запасов нефти карботатных коллекторов залежей и площадей Ромашкинского месторождения широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) с целью увеличения добычи нефти.

Всего за 2006 год обработано методами повышения нефтеотдачи пластов 353 добывающих и нагнетательных скважин. Дополнительная добыча нефти, с учетом закачек предыдущих лет, составила в 2006 году 712,130 тыс.т. Всего же, с начала применения МУН, было получено 2435,206 тыс.т дополнительной нефти.

Наибольшее количество методов увеличения нефтеотдачи пластов приходится на добывающие скважины. На них было проведено 274 обработки, что составляет 77,62% от общего числа произведенных обработок.

Наиболее представленными методами увеличения нефтеизвлечения на добывающих скважинах, по цели проведения воздействия, являются методы, относящиеся к следующим группам:

- стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

- водоограничение продукции добывающих скважин;

- комплексное воздействие (стимуляция+водоограничение).

Большое число мероприятий производится с целью водоограничения продукции, в следствии большой обводненности продукции. Наибольшее количество мероприятий приходится на технологию ограничения водопритока СНПХ-9633. Эффективность по успешным скважинам стабильна все годы и в среднем составляет 0,530 тыс. т на одну скважину операцию.

Список литературы

1. Геологические отчеты НГДУ «Лениногорскнефть» 2004, 2005, 2006 гг

2. РД 153-39.1-004-96 «Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи и новой техники»

3. РД 153-39.0-620-09 «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной собственности»

Размещено на Allbest.ru