Расчёты в добыче нефти

XII. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Эффективность применения методов поддержания пластового да­ вления определяется за квартал, год или с начала разработки ме­ сторождения и измеряется.

1)увеличением добычи нефти;

2)повышением производительности труда рабочих на про­ мыслах;

3)снижением себестоимости добытой нефти;

4)экономией капитальных вложений.

Эффективность применения указанных методов оценивается путем сравнения показателей разработки нефтяного месторожде­ ния с поддержанием и без поддержания пластового давления.

При расчете эффективности используются следующие исход­ ные данные.

1)фактическая добыча нефти при поддержании пластового давления;

2)возможная добыча нефти без поддержания пластового да­ вления;

3)численность рабочих на промыслах;

4)добыча нефти на одного рабочего при поддержании пласто­

вого давления;

5)удельная численность промысловых рабочих на одну сква­

жину;

6)фактические эксплуатационные затраты на добычу нефти;

7)фактическая себестоимость 1 т нефти;

S) капитальные вложения в промысловое хозяйство;

9)стоимость строительства одной скважины;

10)стоимость промыслового обустройства одной скважины;

11)стоимость капитальных вложений для поддержания пла­ стового давления;

12)число отработанных скважино-месяцев;

13)средний коэффициент эксплуатации скважин;

14)стоимость разведки на одну эксплуатационную скважину. Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового

давления и темп ее снижения определяются при помощи гидроди­ намических методов расчета или (при наличии достаточного фак­ тического материала за предыдущее время) по кривым падения добычи нефти.

232

Прежде чем определить уровень производительности труда ра­ бочих на промысле, необходимо из обшей численности рабочих исключить то число их, которое занято в конторе (цехе) поддержа­ ния пластового давления, а также на транспорте, хранении и деэмульсации нефти, добытой за счет поддержания давления.

Производительность труда без поддержания пластового давле­ ния определится делением годовой добычи нефти без поддержания давления на соответствующую этой добыче численность рабочих. Путем сопоставления найденной производительности одного рабо­ чего в год без поддержания давления с фактической производи­ тельностью его при поддержании давления находят процент повы­ шения производительности труда.

Кроме того, в результате поддержания пластового давления сократится потребность в рабочей силе, так как при этом умень­ шится необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число ра­ бочих, на которое уменьшится потребность в рабочей силе, опре­ деляется путем умножения удельной численности промысловых рабочих на одну скважину без поддержания давления на число дополнительных скважин, необходимых для получения прироста добычи нефти, равного количеству ее, полученному за счет под­ держания пластового давления.

Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания пластового давления надо предварительно определить эксплуата­ ционные затраты без поддержания давления, которые вычис­ ляются как разность между общими эксплуатационными за­ тратами и затратами, связанными с поддержанием пластового давления (содержание цеха поддержания и доля расходов на транс­ порт, хранение и деэмульсацию дополнительно полученной нефти за счет поддержания давления). Путем деления эксплуатационных затрат без поддержания давления на рассчитанную годовую до­ бычу находят себестоимость 1 т нефти без поддержания да­ вления.

Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием давления известна. По разности находят экономию от снижения себестои­ мости 1 т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных затрат.

Для расчета экономии капитальных вложений находят сред­ ний дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи нефти без поддержания пластового давления на количество отра­ ботанных скважино-месяцев. Делением дополнительно получен­ ной за год нефти за счет поддержания давления на средний дебит за скважино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации опре­ деляют число скважин, которое необходимо было бы пробурить для получения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового давления.

Далее находят дополнительные капитальные вложения в раз­ ведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения

2 3 3

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

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

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.

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

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

ную добычу нефти, которые включают стоимость электроэнергии, пара, деэмульсации и перекачки нефти, амортизацию прочих ос­

нефти без паротеплового воздействия на пласт; Q = 400 т — суммар­ ная годовая добыча нефти с учетом дополнительно добытой нефти.

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

90 к. — то же после паротепловой обработки; К , = 208 руб. —

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

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

гидроразрыва /гф = 8 мес; фактическая добыча нефти из скважины за восемь месяцев фф = 1090 т; экономический предел рентабель­ ности дебита скважины q3K = 0,3 т/сут; затраты времени на под­ готовку скважины к гидроразрыву и освоение скважины после гидроразрыва 48 ч; продолжительность подземного ремонта сква­ жины до гидроразрыва tp = 38 ч и после tp = 33 ч в месяц; стои­ мость гидроразрыва пласта 1050 руб.; стоимость подземного ре­

Теоретическая добыча нефти за восемь месяцев работы сква­

Подставив значения величин в формулу (X II.7), получим

QT = 30-0,93 ^ = 4 г ^ 9 ^ - = 615 т.

Прирост добычи нефти за восемь месяцев

Д<2ф = (?ф— QT — Ю90 - 615 = 475 т.

Ожидаемая продолжительность работы скважины на повышен­ ном дебите

Возможный среднесуточный дебит скважины на 15-м месяце ее эксплуатации после гидроразрыва

14,8

<7ож = <7фСС1ож = 4-0,95 = 1,87 т.

240