Файл: Разработка оборудования для нормализации забоя в добывающих скважинах газонефтяного месторождения Дыш.doc

В экономическом плане внедрение проектных решений позволит снизить затраты на ремонт добывающих и нагнетательных скважин, уменьшить время простоя скважин, увеличить годовую добычу нефти.

Поскольку разработка новой технологии находится на стадии выполнения экспериментальных работ, технико-экономическое обоснование проектных решений будет основываться на прогнозных показателях эксплуатации скважин при использовании разработанной техники и технологии. Для оценки уровня их эффективности в качестве базы сравнения будем использовать данные традиционной технологии ликвидации пробок – желонирование.

Т а б л и ц а 5.1 – Исходные данные для расчета экономической эффективности проектного решения

Показатели	Базовый вариант	Проектный вариант
Способ удаления песчаной пробки	Желонирование	Гидрокавитационный
Оборудование для ликвидации песчаных пробок	Механические желонки	Погружное эжекционное устройство
Затраты на НИОКР, тыс.руб.		650
Цена оборудования, тыс. руб	72	310
Количество капитальных ремонтов по ликвидации пробок на месторождении, шт/год	113	113
Средняя мощность пробки, м	10	10
Скорость разрушения песчаной пробки, м/час.	1
Увеличение скорости процесса размыва пробки, раз		2
Средние затраты на чистку песчаной пробки в скважине, тыс.руб.	640
Трудоемкость чистки песчаной пробки в скважине, бригада/час.	84	42
Средняя часовая тарифная ставка ремонтного работника, руб.	330	330
Страховые взносы, %	30	30
Годовые затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс.руб.	70	110
Средний дебет скважин, т./сут	12	12
Цена нефти, руб.	26000	26000
Себестоимость нефти, руб.	2400	2400
Нормативный коэффициент эффективности капитальных и единовременных затрат на НИОКР		0,2

---

Дополнительные капитальные затраты с учетом транспортно-заготовительных и монтажно-подготовительных работ

∆КЗ = (КЗ_п – КЗ_б) (5.1)

КЗ = КЗ k_тр k_м (5.2)

где ∆КЗ – дополнительные капитальные затраты на внедрение проектного оборудования;

k_м – коэффициент, учитывающий монтажные и подготовительные работы; k_м – 10%;

k_тр – коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные работы; k_тр =2%;

КЗ_б – капитальные затраты на базовое оборудование;

КЗ_п – капитальные затраты на спроектированное оборудование.

КЗ_б = 72000 1,02 1,1 = 80,8 тыс. руб

КЗ_п = 310000 1,02 1,1 = 347,82тыс. руб.

∆КЗ = 347,82тыс. – 80,8 тыс. = 267,02 тыс.руб.

Дополнительные капитальные затраты с учетом единовременных затрат на разработку проекта и НИОКР

∆КЗ_п =267,02 тыс + 650тыс. = 917,02 тыс.руб.

Расчет ожидаемых экономических эффектов от использования проектных решений.

1. Сокращение времени на ликвидацию пробки (∆Тл), определяется по формуле

∆Т_л = Т_{л б} – Т_{л п} (5.3)

где Т_{л б} – время ликвидации пробки в базовых условиях;

Т_{л п} – время ликвидации пробки в проектных условиях

(5.4)

где Н – средняя мощность песчаной пробки

V - скорость размыва пробки



.

∆Т_л = 10 – 5 = 5час.

Сокращение годовых затрат времени на капитальный ремонт по ликвидации пробок в расчет на 1 единицу разработанного оборудования.

---

∆Т_лг = N ∆Т_л (5.5)

где N – количество капитальных ремонтов

∆Т_лг = 24· 5 = 120ч.
Сокращение затрат на заработную плату ремонтных рабочих с учетом страховые взносы в проектных условиях в расчете на годовой объем ремонтных работ

∆З_р = 120 330 1,3 = 51,48 тыс.руб

Дополнительные годовые затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, применяемого для разрушения песчаной пробки

∆З_р = (110 – 70) = 40 тыс.руб.

Дополнительный годовой объем добычи нефти вследствие сокращения простоя скважин в ремонте (т)



Дополнительный годовой объем добычи нефти вследствие сокращения простоя скважин в ремонте (руб.)

∆Дг = 60 · 26000 =1560000 руб.
Себестоимость дополнительной добычи нефти
∆С = 60 · 2400 = 144000 руб.

Дополнительная годовая прибыль в проектных условиях
∆Пг = 1560000 – 144000 = 1416000 руб.
Дополнительная годовая прибыль в проектных условиях с учетом снижения трудоемкости и роста затрат на содержание и эксплуатацию оборудования
∆П = 1416 тыс. + 51,48 тыс. - 40 тыс. =1427,48тыс. руб.
Коэффициент эффективности капитальных и единовременных затрат на НИОКР и внедрение проектного решения

(5.6)

где Пг – дополнительная годовая прибыль

КЗ – дополнительные капитальные и единовременные затраты.



Нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат 0,16. Расчетный коэффициент эффективности выше, чем нормативный.

Внедрение разработанной технологии чистки песчаных пробок экономически эффективно.

Срок окупаемости капитальных и единовременных затрат

---

(5.7)


Т а б л и ц а 5.2 – Экономическая эффективность проектных решений

Показатели	Базовый вариант	Проектный вариант	Отклонения (+,-)
Капитальные затраты, тыс.руб.	80,8	347,82	267,02
Затраты на НИОКР, руб		650	650
Сокращение затрат времени на размыв песчаной пробки, час.	240	120	- 120
Дополнительная годовая прибыль, руб.		1427,48	1427,48
Срок окупаемости капитальных затрат и единовременных затрат на НИОКР, г.		0,7
Коэффициент эффективности капитальных затрат и единовременных затрат на НИОКР		1,5

Таким образом, данные таблицы свидетельствуют об экономической эффективности проектных решений.

---

Заключение

После проведенного анализа и обзора текущего состояния разработки газонефтяного месторождения Дыш, а так же выполнения проектной части выпускной квалификационной работы были сделаны выводы и решены следующие задачи:

1) Проектный КИН по месторождению не достигнут, только с I горизонта планируется извлечь 111 тыс т. нефти. Месторождение находится на завершающей стадии, которая характеризуется низким пластовым давлением, повышенной обводненностью и интенсивным разрушением призабойных зон. На забоях сквжаин образуются глинисто-песчанные пробки

2) Выполнен анализ и обзор существующих технологических решений для ливидации глинисто-песчаных пробок

3) Разработано устройство и технология предназначенные для «деликатного» удаления сцементированных пробок в добывающих скважинах в условиях значительного падения пластового давления

4) Устройство состоит из эжектора и размывочной головки. Разурешие пробки происходит за счет гидромониторного и кавитационного воздействия на пробку.

5) На экспериментальном стенде выполнены экспериментальные исследования и определена конфигурация оптимальной конструкции проточной части гидродинамических и кавитационных насадков для скважинных условий

6. 
   ) Разработаны мероприятия по промышленной безопасности при капитальном ремонте скважин
   

7) Разработаны мероприятия по охране окружающей среды при пользовании недрами

8) Эффективной разработанных технических решений подтверждается экономическими расчетами выполненными в выпускной квалификационной работе.

Список использованных источников

1. Джалалов К.Э., Мочульский В.М., Мочаев С.В. «Технологический проект разработки Месторождения Дыш»., ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», 680 с. 2008 год

1. 
   Симонов М.Е. Детальное изучение месторождений майкопских отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба в связи с их доразведкой (в полосе от Нефтегорска до площади Хадыженской). Краснодар 1973. Фонды ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз".
   
2. 
   Суковицын В.А. Совершенствование технологий восстановления герметичности крепи и промывки скважин в условиях значительного падения пластовых давлений. Дисс. канд. техн. наук. спец. 25.00.15 г. Ставрополь, 2013 г.
   
3. 
   Патент РФ на изобретение № 2393332 Скважинная струйная установка для очистки забоя скважин от песчаных пробок в условиях аномально-низких пластовых давлений. Авт. Дудниченко Б.А.. Карасевич А.М., Стронский Н.М., Хоминец З.Д. Заявка № 2009119598/03 от 26.05.2009.
   
4. 
   Омельянюк М.В. Повышение эффективности кавитационной реанимации скважин/ Нефтепромысловое дело. № 5, 2008 г. – с 35-42
   
5. 
   Патент РФ на изобретение. Погружная эжекционная установка для очистки забоя скважин от песчаных пробок в условиях аномально-низкого пластового давления. Заявка № 2014141096 от 10.10.2014. Решение о выдаче патента от 27.07.2015. Авт. Пахлян И.А.
   
6. 
   База данных «Современные методы интенсификации добычи с применением эжекторных технологий». Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2015620375 Дата регистрации. в фед. органе исполнительной власти по интеллектуальной собственности 25.02.2015 года. Авт. Пахлян И.А., Омельянюк М.В., Османов С.В., Битиев И.И.
   
7. 
   Медведев Н. Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Автореф. дисс. в виде науч. докл. на соиск. уч. степ, д-ра геол. наук. - М.: РГУ нефти и газа. - 2001 г.
   
8. 
   Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Факторы, оп­ределяющие содержание остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов, и методика ее обоснования при во­донапорном режиме эксплуатации/В кн.: Нефть Сургута. -М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 1997. - С. 238 - 257.
   
9. 
   РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах
   
10. 
    Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие. Изд. Второе, испр. М.: Нефть и газ, 2007.
    
11. 
    Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008 – 296 с., ил
    
12. 
    Гукасов Н.А., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005.
    
13. 
    Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для вузов / Г.С. Лутошкин. – М.: Альянс, 2005. – 319 с.
    
14. 
    Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов / В.И. Щуров. – М.: Альянс, 2005. – 510 с.
    
15. 
    Сизов В.Ф. Сбор и подготовка нефти на промыслах: учебное пособие (курс лекций) / В.Ф.Сизов. 2006. – 120 с.
    

---