7.3.2 Методика расчёта экономической эффективности мероприятий по заканчиванию скважин

Стоящие перед заканчиванием скважин 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 счёт повышения продуктивности скважин.

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

, (7.29)

где С₄ – себестоимость часа эксплуатации буровой установки (с учётом понижающего коэффициента 0.6) по затратам, зависящим от времени, руб/ч.;

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

М₁, 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 1т добываемой нефти, руб.;

_∆Q – дополнительная добыча нефти на скважине от применения новой техники (технологии), т;

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

_∆К – дополнительные капитальные вложения, руб.;

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

Дополнительная добыча нефти (_∆Q) исчисляется по формуле:

, (7.30)

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

t₁, t₂ – фактическое время эксплуатации скважин в расчётном году, по базовому и новому вариантам, сутки.

Исходные данные к расчёту годового экономического эффекта от разработки и использования технологии вскрытия продуктивного пласта безглинистым KCL-полимерным раствором и расчёт представлены в таблице 7.13.

7.3.3 База сравнения и расчёт экономической эффективности использования технологии вскрытия продуктивного пласта безглинистым kcl-полимерным раствором

Расчёт выполнен на примере скважины № 40 Северо-Сарембойского нефтяного месторождения, бурение которой осуществлял Нарьян-Марский филиал ООО «БК Евразия». Подразделение «Бароид» компании «Халлибуртон Интернешнл Инк» занималось обслуживанием буровых растворов всех интервалов данного месторождения.

Экономический эффект от использования предлагаемых мероприятий достигается за счёт сокращения времени освоения, уменьшения расхода материалов и химических реагентов и затрат на их транспортировку, получения дополнительного объёма добычи нефти.

Таблица 7.13 – Исходные данные и расчёт годового экономического эффекта

от разработки и использования технологии вскрытия продуктивного пласта

безглинистым KCL-полимерным раствором

Наименование показателей	Вариант
	Базовый		Новый
1	2		3
Исходные данные
Цель бурения	Разведочная
Способ бурения	Роторный
Вид привода	Дизель
Глубина скважины (по стволу), м	4100
Интервал применения бурового раствора, м	3100 - 3400	3400 – 4100	3100 – 3400	3400 – 4100
Мощность интервала, м	300	700	300	700
Время освоения, первого и последующих объектов, сут.	38,4	44,8	30.7	35,84
Время освоения, сут.	38,4 + 44,8 = 83,2		30.7 + 35,84 = 66,54
Расход материалов на 1 скважину, т - барит - Ca2CO3	587,5 -		545 39,24
Фактическое время эксплуатации в среднем на 1 скважину, сут.	-		180
Среднесуточный дебит скважины, т	23,57		25,93
Дополнительная добыча нефти в среднем на 1 скважину, т (∆Q)			(25,93 – 23,57) ∙ 180 = = 424,8
Цена 1 т материалов и химреагентов с учётом ТЗР, руб. - барит - Ca2CO3	2 542,37 ∙ 1,215 = 3 088,98 8 082,5 ∙ 1,215 = 9 820,24

Продолжение табл. 7.13

1	2	3
Стоимость транспортировки 1 т материалов и химреагентов с баз до буровой (перевозка осуществляется воздушным путём на вертолёте МИ - 8), руб. - барит - Ca2CO3	2 559 2 559
Себестоимость часа эксплуатации буровой установки (с учётом понижающего коэффициента 0.6) по затратам, зависящим от времени, руб./час.	69,07 ∙ 98,44 ∙ 0,6 = 4 079,55
Предпроизводственные затраты в расчёте на 1 скважину, руб.	40 000
Годовой объём внедрения, скважин	3
Себестоимость добычи 1 т нефти, руб./т	5700
Цена 1 т нефти, руб./т	7200
Расчёт эксплуатационных затрат
Затраты на материалы и химреагненты на 1 скважину, руб., на - барит - Ca2CO3	587,5 ∙ 3 088,98 = = 1 814 775,75 -	545 ∙ 3 088,98 = = 1 683 494,1 39,24 ∙ 9 820,24 = = 385 346,22
Затраты на транспортировку, материалов, руб. - барит - Ca2CO3	2 559 ∙ 587,5 = = 1 503 412,5 -	2 559 ∙ 545 = 1 394 655 2 559 ∙ 39,24 = 100 415,16
Итого затрат на материалы и химреагенты, руб.	1 814 775,75 + 1 503 412,5 = 3 318 188,25	1 683 494,1 + 385 346,22 + 100 415,16 = = 2 169 255,48
Затраты, зависящие от времени, руб.;	4 079,55 ∙ 83,2 · 24 = = 8 146 045,44	4 079,55 ∙ 66,54· 24 = = 6 514 878,17
Всего эксплуатационных затрат без затрат на добычу дополнительной нефти, руб.	3 318 188,25 + 8 146 045,44 = = 11 464 233,69	2 169 255,48 + + 6 514 878,17 = = 8 684 133,65
Расчёт экономического эффекта
Годовой экономический эффект, руб.	((11 464 233,69 – 8 684 133,65) + (7200 – 5700 ∙ 0,60) ∙ 424,8 – 0,15 ∙ 40 000) ∙ 3 =11227932,12

Усовершенствованный безглинистый KCL полимерный раствор с кольматационной добавкой карбонатной муки рекомендуется к бурению интервалов глубин от 3100 до 3400 м и от 3400 до 4100 м. Применение данного раствора в отличие от базового позволит более качественно вскрыть продуктивные отложения, уменьшить сроки освоения скважины на 20%, а также увеличить дебит скважины на 10%. Годовой экономический эффект использования безглинистого KCL полимерного бурового раствора для трёх скважин составил 11 227 932,12 рублей.