![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Эксплуатационные затраты и себестоимость добычи нефти
Исходные данные для расчета эксплуатационных затрат в добычу нефти и на закачку воды: 1) действующий фонд эксплуатационных и нагнетательных скважин; 2) число скважин, оборудованных погружными электронасосами; 3) среднесуточный дебит скважины, оборудованной погружным электронасосом; 4) добыча нефти и количество закачанной в пласт воды; 5) давление на забоях скважин. Расчет затрат производится по следующим группам расходов: 1) амортизация скважин и прочих основных средств; 2) заработная плата производственного персонала с отчислениями на социальное страхование, текущий ремонт, цеховые и общественные расходы (затраты на обслуживание скважин); 3) расходы па перекачку нефти
Амортизационные отчисления на скважины (эксплуатационные, нагнетательные и контрольные) определяют по среднему их значению за каждый год рассматриваемого периода разработки, по их стоимости и по действующим нормам, а отчисления на прочие основные средства, к которым относятся объекты обустройства нефтепромыслов и цеха ППД, рассчитывают для каждого года рассматриваемого периода разработки на основе данных о средневзвешенной стоимости усредненной нормы амортизации по группе прочих основных средств. Для определения расходов на заработную плату производственного персонала с отчислениями на социальное страхование, текущий ремонт, цеховые и общепромысловые расходы вначале рассчитывают затраты на обслуживание одной эксплуатационной и одной нагнетательной скважины за год, предшествующий рассматриваемому, а затем путем умножения полученной суммы на среднее число эксплуатационных и нагнетательных скважин — ежегодную сумму затрат. Расходы на перекачку нефти определяют произведением стоимости перекачки 1 т нефти на количество добываемой нефти в год. При этом амортизация основных средств цеха перекачки нефти не учитывается, так как последняя учитывается при определении амортизации промысловых и прочих основных средств. Уровень удельных расходов на перекачку 1 т нефти относительно небольшой. Вследствие этого его можно принять постоянным на все годы рассматриваемого периода. Расходы на электроэнергию, потребляемую погружными электронасосами, определяют как произведение стоимости электроэнергии, потребляемой в среднем каждой скважиной, на средневзвешенное за каждый год рассматриваемого периода разработки количество скважин оборудованных погружными электронасосами. Для определения количества элоктроэноргии, потребляемой каждой скважиной, оборудованной погружным электронасосом, вначале по специальной номограмме устанавливают мощность электродвигателя погружного электронасоса, а затем, умножением ее значения на число часов в году и на коэффициент эксплуатации скважин, рассчитывают количество электроэнергии, потребляемой насосом в год. Затраты на электроэнергию по закачке воды в пласт определяют с учетом данных объемов воды, ежегодно закачиваемой в пласт, и удельного расхода электроэнергии на 1 м3 воды и стоимости 1 Дж электроэнергии. Суммируя эксплуатационные расходы по всем группам затрат и деля их на соответствующие значения годовой добычи нефти, находят промысловую себестоимость нефти за каждый год рассматриваемого периода разработки месторождения. Эффективность рекомендуемого варианта разработки Выбранный вариант разработки нефтяного месторождения должен характеризоваться высокой эффективностью. Эффективность разработки нефтяного месторождения определяется: -темпом разработки месторождения; - минимальным уровнем материальных и трудовых затрат на единицу продукции; - наиболее полным использованием запасов нефти, измеряемым коэффициентом нефтеотдачи. Темп разработки нефтяной залежи тесно связан с капитальными вложениями в разработку: чем короче срок разработки месторождения, тем больше капитальные вложения. Поскольку теми разработки месторождения предопределен задачами плана, то при сравнении данных проекта разработки с показателями разработки аналогичных месторождений нет нужды сопоставлять уровни текущей добычи нефти. Уровень затрат и наиболее полное использование запасов нефти действительно позволяют дать оценку эффективности системы разработки. Для сравнения этих показателей необходимо иметь залежь с одинаковыми физическими свойствами. В противном случае потребуется соответственным образом скорректировать экономические показатели разработки. На рис. XIX.3 показаны кривые зависимости себестоимости добычи нефти и удельных капитальных вложений на 1 м3- текущей добычи от дебита скважин. Пользуясь ими, можно произвести корректировку экономических показателей разработки нефтяных месторождений, имеющих различную гидропроводимость пласта. Так допустим, что на месторождении, с показателями разработки которого сравниваются показатели рекомендуемого варианта, себестоимость добычи 1 м3 нефти составляет 2, 5 руб., а капитальные вложения на 1 м3 текущей добычи нефти — 20 руб. Средний дебит скважины q =5*10-4 м3/с, гидропроводность пласта в 1, 5 раза ниже, чем на проектируемом месторождении. Тогда, очевидно, гидропроводность пласта рекомендуемого варианта будет в 1, 5 раза больше фактической. Вследствие чего дебит скважины будет q = 7, 5х10-4 м3/с. По кривым на рис. XIX.3 находим, что с изменением дебита (от 5-10-4 м3/с) себестоимость добычи нефти снизится на 19% (от 64 до 45), а капитальные вложения на 1м3 - текущей добычи нефти — на 18, 5% (от 60 до 41, 5). Тогда после корректировки получим себестоимость добычи 1м3- нефти 2, 03 руб., капитальные вложения на 1м3- текущей добычи нефти — 16, 1 руб. При оценке эффективности рекомендуемого варианта разработки следует исходить из экономических показателей, определяемых к моменту освоения залежи на полную мощность: а) капитальных вложений на м3 годовой добычи нефти;
в) производительности труда рабочих, определяемой долей годовой добычи нефти, приходящейся на одного рабочего основного производства. Степень использования запасов нефти определяется сравнением запроектированных коэффициентов нефтеотдачи. При определении показателя эффективности капитальных вложений расчеты следует вести только по капвложениям в основное производство (бурение скважин, обустройство промыслов и цехов ППД), так как прочие капитальные вложения (в жилищно бытового и дорожное строительство, энергетику, водоснабжение, канализацию, связь и др.) по существу не зависят от вариантов разработки. Себестоимость добычи нефти определяется в объеме статей расходов, составляющую промысловую себестоимость добычи нефти. Сравнивая показатели рекомендуемого варианта разработки с показателями разработки двух месторождений, легко выяснить эффективность рекомендуемого варианта в виде экономии капитальных вложений и эксплуатационных затрат и роста производительности труда. Экономия капвложений: Эк= (Kp-Kcр)Qт (XIX.14) а экономию эксплуатационных затрат Ээ = (Сср-Сп) Qт (XIX.15) где Кр и Кср — капитальные вложения на 1 т текущей добычи нефти по рекомендуемому варианту разработки и на сравниваемых месторождениях соответственно; Qт — текущая добыча нефти по рекомендуемому варианту разработки; Сср и Сп— фактическая себестоимость добычи нефти на сравниваемых месторождениях и проектная себестоимость. Экономическая эффективность выражается в сокращении капитальных вложений, трудовых и эксплуатационных затрат, а также в росте балансовой прибыли, чистого дохода и рентабельности производства. Экономия капитальных вложений за счет более высокого коэффициента нефтеотдачи Эв= Δ ω (К1-К2)-Δ К (XIX.16)
Рис. XIX.3. Зависимость себестоимости С и капитальных вложений на 1м3 из токущей добычи нефти Коб от дебита скважины (Коб и С при q=3-10-4 м3/сут приняты за 100%) где Δ ω — прирост извлекаемых запасов нефти в. млн. т; K1 и К2 — удельные капитальные вложения в разведку (по среднерайонному уровню) и в добычу нефти (по варианту без поддержания пластового давления) в руб/т; Δ К — дополнительные капитальные вложения на IIПД в млн. руб. Экономию эксплуатационных расходов рассчитывают по формуле
Здесь Сс — себестоимость добычи нефти без ППД в руб/т; Зд и Зс — затраты на деэмульсацию и перекачку, сбор и транспорт нефти в руб/т. Для определения прироста балансовой прибыли, получаемой после реализации дополнительно добытой нефти, используется формула n = (Цн - Сп) Δ ω (XIX.18). где Цн — цена нефти в руб/т; Сп — себестоимость добычи нефти с ППД в руб/т. Чистый доход от реализации нефтепродуктов, вырабатываемых из дополнительно полученной нефти,
где Цс — стоимость нефтепродуктов, получаемых из одной тонны нефти, в оптовых ценах промышленности в руб/т; 3пер и Зт — затраты на переработку и транспорт нефти в руб/т; Зтс — торгово-сбытовые издержки в руб/т. Рентабельность систем разработки: Здесь П — среднегодовая балансовая прибыль; Кр — капитальные вложения за весь срок разработки. В заключение отметим, что наиболее благоприятные возможности для улучшения планирования добычи нефти по объектам разработки многопластового месторождения присущи методы математического программировании.
|