5.2 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при ликвидации осложнений и аварий

Эксплуатационные затраты от использования новой техники, направленной на ликвидацию осложнений геологического характера и ликвидацию аварий, определяются суммированием экономии от уменьшения затрат времени и материальных средств.

Экономический эффект от использования новой техники, направленной на сокращение времени ликвидации осложнений и аварий при строительстве скважин, определяется путем сравнения затрат по базовому (до использования новой техники) и новому (после использования новой техники) вариантам.

Продолжительность операций определяется временем, затраченным только на работы по ликвидации осложнений и аварий, то есть без учета организационных простоев и работ по ремонту наземного оборудования и сооружений.

Затраты средств на ликвидацию осложнений, зависящие от времени, оцениваются по себестоимости часа эксплуатации буровой установки.

Затраты средств на ликвидацию аварий, зависящие от времени, определяются по формуле:

(5.8)

где С_ав – затраты средств на ликвидацию аварий, руб.;

С_ч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб./ч;

t_а – время, затраченное на ликвидацию аварий, ч;

0,98 – коэффициент, понижающий себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, на период ликвидации аварий.

Общие затраты на ликвидацию осложнений и аварий исчисляются по формуле:

(5.9)

где З_а – общая величина затрат, связанных с ликвидацией осложнений, аварий, руб.;

З_вр – затраты, зависящие от времени ликвидации аварий, руб.;

З_м – стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварий, руб.;

З_би – стоимость бурильного инструмента, пришедшего в негодность в результате аварии, руб.;

З_у – стоимость услуг сторонних организаций, руб.

Время на ликвидацию осложнений и аварий, а также затраты на материалы и услуги сторонних предприятий по базовому варианту определяются в соответствии с актами и протоколами на ликвидацию осложнений и аварий за два года, предшествующих расчетному, а по новому варианту – по фактическим данным в сопоставимых условиях. Все эти данные должны быть зафиксированы в нормативно-технической документации на разрабатываемую технику.

5.3 Особенности расчета экономической эффективности научно-технических мероприятий при заканчивании скважин

Технологические процессы заканчивания скважин включают следующие основные этапы:

- вскрытие бурением продуктивного пласта или перспективного горизонта;

- вторичное вскрытие (перфорация) пласта (горизонта);

- вызов притока из пласта;

- интенсификация притока из пласта;

- оценка скважины на продуктивность.

Основными целями и задачами заканчивания скважин являются:

- сохранение коллекторских свойств продуктивных объектов и сокращение времени вскрытия с целью максимального сохранения естественной проницаемости продуктивных объектов;

- сохранение коллекторских свойств продуктивных объектов при цементировании;

- установление хорошей гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной;

- создание соответствующей депрессии для вызова притока.

Стоящие перед заканчиванием скважины задачи определяют следующие эффектообразующие показатели, учитываемые при определении эксплуатационных затрат: экономия времени в результате сокращения операций по заканчиванию скважин; экономия материальных, трудовых и энергетических затрат; дополнительная добыча нефти за счет повышения продуктивности скважин.

Годовой экономический эффект от разработки и использования мероприятий в заканчивании скважин исчисляется по формуле:

(5.10)

где С_ч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки (с учетом понижающих коэффициентов) по затратам, зависящим от времени, руб./ч;

Т₁ и Т₂ – среднее время заканчивания одной скважины по базовому и новому вариантам, ч;

М₁ и М₂ – стоимость материалов и другие текущие затраты на скважину, не зависящие от времени, по базовому и новому вариантам, руб.;

Ц – цена 1 т нефти, руб.;

З_уп – условно-переменные затраты, приходящиеся на 1 т добываемой нефти, руб.;

–дополнительная добыча нефти на скважину от применения новой техники (технологии), т;

Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,15);

–дополнительные капитальные вложения, необходимые для использования новой техники, руб.;

А₂ – количество скважин, освоенных за год с применением новой техники (технологии).

Дополнительная добыча нефти () исчисляется по формуле:

, (5.11)

где q₁ и q₂ – среднесуточные дебиты на скважину по месторождению, соответственно, до и после применения новой техники, т/сут.;

Т₁ и Т₂ – фактическое время эксплуатации скважин в расчетном году по базовому и новому вариантам, сут.

Если новая техника применяется на месторождении с начала его разбуривания, то для определения базового дебита на скважину разрешается использовать коэффициент эффективности внедрения этой техники на других месторождениях. Коэффициент эффективности рассчитывается как отношение q₁/q₂. При этом геологическая служба предприятия должна подтвердить сопоставимость этих месторождений.

Поскольку фактическое время эксплуатации может быть меньше условного года, за который необходимо определять экономический эффект, то не учтенная в расчетном году дополнительная добыча нефти () переходит на следующий год.