Дипломная (вкр): Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения

В обводненной скважине при эксплуатации возможны следующие условия: вся вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не накапливается в интервале «забой-прием»; поступающая из пласта с нефтью вода частично выносится на дневную поверхность, и частично накапливается в интервале «забой-прием».

Поэтому в этих условиях для малообводненных скважин проверяется возможность накопления воды в интервале «забой-прием» в процессе эксплуатации скважины.

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой-прием» воды, поступающей с продукцией из пласта, следующие:

Re_н>Re_нпр=1600

или

Re_н<Re_нпр=1600 и

Н_сп>H^`_сп=L_cD²_эк/(D²_эк+d²_вн);

где Re_н - приведенное число Рейнольдса по нефти;

Re_нпр - предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой-прием» (накопление воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит);

Н_сп - глубина спуска подъемника или насоса, м;

D_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_вн - внутренний диаметр НКТ,м.

Приведенное число Рейнольдса по нефти:

Re_н=1,274 Q_нд b_н / (86400 D_эк μ_н / ρ_н),

где Q_нд-дебит скважины по дегазированной нефти, м³/сут;

b_н - объемный коэффициент нефти,

μ_н - вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с,

ρ_н - плотность нефти в пластовых условиях кг/м³;

Для каждого из насосов рассматривались возможные глубины их спуска и технологические параметры при работе на этих глубинах.

Анализ полученных результатов показывает, что буферное давление при увеличении глубины подвески сначала возрастает, а затем уменьшается (возрастание и уменьшение всего несколько сотых). Такой показатель как к.п.д. растет с увеличением глубины подвески, также ведет себя и потребляемая мощность. Газосодержание на приеме насоса снижается с ростом глубины, причем при подвеске насоса в интервале 1700-2000 м, свободного газа на приеме насоса нет вообще.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Методика обоснования экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса УЭЦН

Обобщающими показателями эффективности являются: поток денежной наличности (ПДН), чистая текущая стоимость (ЧТС), чувствительность проекта к риску.

Поток денежной наличности находится по формуле:

ПДН = В - И - К - Н, (1)

где В - выручка от реализации;

И - текущие затраты;

К - капитальные затраты;

Н - налоги.

Выручка рассчитывается по формуле:

В = ∆Q · Ц, (2)

где Ц - цена предприятия без акциза и НДС;

∆Q -дополнительная добыча,

∆Q = n · ∆q · Т_р · К_э   (3)

где n - число скважин;

∆q - прирост дебита нефти на 1 скважину в сутки;

К_э - коэффициент эксплуатации.

Текущие затраты:

И = З с/с - А(м), (4)

где З с/с - затраты по себестоимости,

А (м) - амортизационные отчисления.

Капитальные затраты, т.е. единовременные затраты на проведение научно-исследовательских работ, приобретение оборудования, строительно-монтажные работы и т.д. определяются из формулы:

К = К_прс + К_об + К_тр, (5)

В налогах учитывают: налоги на имущество и налог на прибыль:

С_н.им

Н им = Сост · ₁₀₀ (6)

где Сост - остаточная стоимость имущества;

С_н.им - ставка налога на имущество,

Сост. = ∑К - ∑Ам, (7)

∑ Ам - накопленная амортизация.

Н пр. = П р.обл С_н.пр (8)

где П р.обл - облагаемая прибыль;

С_н.пр - ставка налога на прибыль,

П р.обл = П р.реал. - Н им.  (9)

П р.реал. = В - З с/с = В - И - А м (10)

Поток денежной наличности рассчитывается за весь период реализации мероприятия. Накопленный ПДН (НПДН):

НПДН = ∑ ПДН_t, (11)

t=1

где: t - текущий год,

Т - период реализации мероприятия,

ПДН t - поток денежной наличности в t-ом году.

Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования:

α_t = (1+E_нп)^tp-t, (12)

где: α _t - коэффициент дисконтирования,

Е_нп - нормативный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи капитала; в условиях стабильной экономики Е_нп = 0,1 (10%).

t _р - расчетный год,

t - текущий год.

Дисконтированный поток денежной наличности:

ДПДН_t = НДН_t ·α_t, (13)

Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС):

_Т

ЧТС = ∑ДПДН_t, (14)

t=1

Анализ чувствительности проекта к риску. ЧТС является функцией следующих факторов: от объема нефтеизвлечения, цены на нефть, текущих и капитальных затрат, налоговой системы; каждый фактор подвержен изменениям.

Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, например:

Q = [-10%;20%];

С_н=[-20%;20%] Н = [-15%;30%];

И = [-10%;15%]

После этого рассчитывают ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные зависимости изображают графически.

.2 Расчет капитальных затрат на проведение мероприятия

Вид работ: смена и заглубление УЭЦН

Таблица 6.2.1

Типовой наряд-задание на подземный ремонт скважин

Материальные затраты рассчитываем от стоимости основных средств, которые составляют 5% от стоимости основных средств. Таким образом, при стоимости ЭЦН 650 тыс. руб. материальные затраты будут:

З_м = С_эцн·n·0,05, (15)

где С_эцн - стоимость УЭЦН;

n - количество замененных УЭЦН.

З_м = 650000·2·0,05 = 65000 тыс. руб.

Таблица 6.2.2

Транспортные затраты

Таким образом, оплата труда при сложности работ 5,5 составит:

И_зп=((Т_ср·t·К_допл)+П·К_над)·n·Н_соц, (16)

где

Т_ср== - тарифная ставка; (17)

И_зп - издержки на оплату труда; t - время работ; К_доп - коэффициент доплаты; П - премия; К_над - коэффициент надбавок; n - количество рабочих.

Затраты на оплату труда увеличатся на сумму социальных налогов (Н_соц), процент которого в НГДУ составляет - 37,3%.

И_зп = ((9,7·9,3·1,8) + 1,2·2,2)·3·37,3 = 18468 руб.

Накладные расходы рассчитываются в размере 190% от ФЗП

И_н = 18468·190% = 35089,2. (18)

Тогда капитальные затраты будут:

КЗ = 8241,6 + 65000 + 35089,2 + 18468 = 126798,8 руб. (19)

Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат условно-постоянных, и затрат условно - переменных.

И_пер = 195 руб.

И_пос = (100 - 65)·195/65=105 руб. (20)

.3 Расчет экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса УЭЦН

B 2000 году было проведено 4 замены насоса. Стоимость проведения одного мероприятия составила 1267989 р. Цена одной тонны нефти в 2000 г. составляла 900 руб.

Условно-переменные затраты составляли 195 руб.

Коэффициент эксплуатации К_э = 0,877.

На Мало-Балыкском месторождении дополнительная добыча нефти от проведения мероприятия составила ∆Q=27,8 т/сут.

Таблица 6.3.1

Данные по расчету экономической эффективности замены УЭЦН

В таблице 6.3.1 приведены расчеты на 2000-2002 годы с учетом падения прироста добычи в 2001 году на 10%, а в 2002 году на 4%. По данным таблицы 6.3.1 строим график динамики ЧТС и НПДН (рисунок 6.3.1)

Рисунок 6.3.1 - Графики профилей НПДН и ЧТС

6.4 Анализ чувствительности проекта

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:

Q = [-10%;20%]; С_н = [-20%;20%] Н = [-15%;30%]; И = [-10%;15%].

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Полученные значения сводим в таблицы (6.4.1 - 6.4.4)

Таблица 6.4.1

Расчет экономической эффективности при уменьшении добычи на 10%, и увеличении на 20%.

Таблица 6.4.2

Расчет экономической эффективности при уменьшении затрат на 10%, и увеличении на 15%.