Продолжение таблицы 5.15

ВЫВОД

1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м³/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15, 0м³/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

- старение оборудования;

- увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

- рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали (рисунка 5.2), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

- применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4. Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенные глубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1 Оптимизация режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем - 12 месяцев 2003 года.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока денежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

Δ ПДНt =Δ Вt-Δ Иt-Кt-Δ Нt., (6.1)

где Δ Вt – прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом году, тыс.руб.

Δ Иt – прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.

К t– капитальные затраты в t-ом году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

Δ Нt – прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

Δ В(Q)t = Δ Qt * Цt, (6.2)

где Цt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

Δ Иt – текущие издержки в году t,

Δ Иt = Идопt + Имерt, (6.3)

где Идопt – текущие затраты на дополнительную добычу, тыс.руб.

Имерt – текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

Имерt = Ср *n, (6.4)

где Ср – стоимость одного ремонта

n – количество оптимизаций.

Идопt = Δ Qt * Упер., (6.5)

где Упер. – условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период, т.руб.(К=0)

Все затраты и результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году (tр), в качестве которого берется год, предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

tр – t

d=(1+Ен.п.), (6.6)

где Ен.п. – нормативный коэффициент приведения.

t р – расчетный год, к которому приводятся затраты и результаты.

Чистую прибыль рассчитываем по формуле:

Пчис. = Пвал. – налоги.