Анализ эффективности подземного ремонта скважин

В настоящее время для ликвидации таких аварий используется ловитель штанг плунжерный модернизированный ЛШПМ2.

Этот ловитель предназначен для ловли за головку оборвавшихся или отвинтившихся насосных штанг в колонне 73, 89,114 мм насосно-компрессорных труб и извлечения их на поверхность. Корпус ловителя представляет собой полый цилиндр с наклонно срезанной верхней частью. В нижнюю часть корпуса ввинчен стакан, верхний конец которого является опорой для вилки, а нижний конец имеет внутреннюю фаску для облегчения ввода извлекаемой штанги во внутреннюю полость ловителя.

В корпусе имеется окно для вилки, шарнирно соединенной с корпусом пальцем. К корпусу прикреплена пластинчатая пружина, предназначенная для принудительного опускания вилки. Вилки сменные, их применяют в ловителе с учетом диаметра извлекаемой штанги, размера зева вилки в соответствии размерам головки извлекаемой штанги.

Ловители ЛШПМ выпускают трех условных размеров: 2,5, 3, 4. Они предназначены для выполнения ловильных работ в следующих условиях:

ЛШПМ2-2,5: штанги 16 и 19 мм в трубах 73мм;

ЛШПМ2-3: штанги 16,19,22 мм в трубах 89 мм;

ЛШПМ2-4: штанги 22 и 25 мм в трубах 114 мм.

При спуске такого ловителя высаженная часть или муфта верхней штанги ловимой колонны поднимают вилку и свободно проходят вверх, после чего пластинчатая пружина возвращает вилку в горизонтальное положение. При движении ловителя вверх высаженная часть штанги ложится на вилку, прижимая ее к корпусу ловителя, и ловимая колонна штанг поднимается вместе с ловителем.

Применение ловителя ЛШПМ-2 позволило сократить время на вызов подачи, уменьшить срок освоения скважины за счет исключения замены объема. Повышается экологическая безопасность, так как подъем насосно-компрессорных труб до замены замковой опоры производится без жидкости.

На скважинах, оборудованных УЭЦН с подачей 20,30,50м3/сут, невозможно произвести горячую промывку или обработку реагентами, так как невозможно добиться циркуляции через насос в силу его конструктивных особенностей, вследствие чего такие скважины быстро запарафиниваются и выходят в ремонт. Для решения данной проблемы в НГДУ «Аксаковнефть» разработан и внедрен перепускной гидроуправляемый клапан. Клапан устанавливается на колонне НКТ, ниже зоны отложения парафина, но выше обратного клапана, на глубине 800- 1000м.

Клапан состоит из корпуса 4 (рисунок 7), головки, состоящей из двух половин 3 и 5, винтов 2 и шарика клапана 1. В корпусе клапана имеется рабочий канал b, перепускной канал c и выходной канал d. Головка клапана имеет торовидный канал a и выкидной канал e.

Принцип работы клапана: при работе УЭЦН откачиваемая жидкость проходит по каналам b-a-е и далее по колонне НКТ.(Шаик клапана закрывает вход d После остановки УЭЦН для депарафинизации лифта НКТ, в затрубное пространство предварительно агрегатом закачивается задавочная жидкость для того, чтобы открылся клапан. При достижении в затрубном пространстве на уровне клапана давления, превышающего давление в НКТ на этом же уровне, шарик клапана переместится по каналам c-е-b и остановится на заплечике канала b. Тем самым, канал лифта НКТ через каналы е-с-d сообщится с затрубным пространством. После этого можно производить прямую и обратную промывки горячим агентом или обработку реагентом против АСПО. После окончания обработки лифта НКТ и включения УЭЦН в работу шарик по каналам b-а-с возвратится в первоначальное положение и перекроет канал с-d, а добываемая жидкость будет проходить по каналам b-а-е.

Таким образом, перепускной гидроуправляемый клапан позволяет неоднократно производить депарафинизацию НКТ без подъема их на поверхность.

Данный клапан экспериментально был установлен на скважине 1300 «Яновка» в сентябре 1999 года, скважина работает до сих пор, тогда как до его установки подземные ремонты из-за отложения парафина на этой скважине производились по два раза в год.

Кроме того, в случае выхода скважины в ремонт по другим причинам , т.е. не из-за отложения парафина, время проведения ремонта сокращается, в среднем, на 10 часов, так как сокращаются операции: пропарка НКТ и уборка замазученности после ПРС.

Внедрение данного клапана можно рекомендовать еще на пятнадцати скважинах, оборудованных подобными УЭЦН и осложненных отложениями парафина. Дебит всех предлагаемых скважин составляет, в среднем 28-40 мз/сут, отложения парафина наблюдаются в интервале 0-1000 м (таблице 2.16).

Таблица 2.16 Скважины, рекомендуемые для внедрения перепускного гидроуправляемого клапана

Номер Скважины	Месторож- Дение	Пласт	Дебит, Мз/сут	Обводнен- ность,%	Длина подвески	Зона отложе-ния парафина
1300	Яновское	DIV	40	15	1500	0-1000
1311	Яновское	DIV	36	10	1683	0-870
1312	Яновское	DIV	35	10	1702	0-900
1316	Яновское	DIV	30	80	1760	0-900
1411	Яновское	DIV	35	15	1750	0-900
18	Шкаповское	DI	28	93	1304	0-650
390	Шкаповское	DI	34	97	1662	0-750
655	Шкаповское	DI	12	53	1805	0-800
693	Шкаповское	DIV	35	96	1700	0-800
960	Шкаповское	DIV	30	3,0	1650	0-670
981	Шкаповское	DI	26	94	1605	0-650
1395	Шкаповское	DI	34	22	1707	0-850
123	Белебеевское	DIV	19	75	1773	0-900
4110	Спартакское	DI	25	94	1707	0-800
41	Спартакское	DIУ	9,0	Б/в	1715	0-850

Как показывают расчеты (таблица 2.18), это позволит снизить суммарную продолжительность и количество ремонтов по этим скважинам на 150 бр/ч и 15 ремонтов соответственно и добыть дополнительно 19,06 т. нефти (табл. 3.5).

2.7 Основные расчеты при ПРС

Определение диаметра и типа каната для оснастки талевой системы

Основное требование , предъявляемое к применяемым в подъемных механизмам стальным канатам, - обеспечение заданного расчетного разрывного усилия при оптимально-минимальном диаметре, минимальных массе и жесткости.

Выбрать диаметр и тип каната для оснастки талевой системы применительно к условиям задачи.

Из выбранного оборудования для талевой системы видно, что оно рассчитано на канат диаметром 26 мм. Значит для производства работ в данной скважине выбираем талевый канат диаметром 26 мм.

Выбираем тип талевого каната. Натяжение ходового конца талевого каната, определенное по формуле , Р х к = 84,7 кН. Определим необходимое разрывное усилие Рр талевого каната с учетом коэффициентом запаса прочности К=3 - 5. Для нашего случая принимаем К=3,5.

Тогда

Рр=КР х к= 3,5*84,7=296,45 кН.

Исходя из полученного значения разрывного усилия, которое равно 296,45 кН, выбираем талевый канат диаметром 26 мм с органическим сердечником линейного касания (ЛК-0), который при пределе прочности ур=1600 МПа имеет расчетное разрывное усилие Рр=331,5 кН.

Расчет талевого каната на прочность

Произведем расчет талевого каната диаметром 22 мм на прочность. Допустимую рабочую нагрузку на талевый канат определяют исходя из сопротивления разрыва данного каната по его заводскому паспорту и коэффициента запаса прочности ,принимаемого равным не менее 3 . Динамическую составляющую нагрузки определим по формуле

где v- скорость подъема крюка, м/с;

g- ускорение свободного падения, м\с2

t- время разгона или торможения (t = 1 с ), с

Статическую нагрузку на канат находим по формуле

4 * ( - 1) 1,03 4 *(1,03 - 1)

где - коэффициент, учитывающий трения в подшипниках, шкивов и каната о шкивы ( = 1,03);

Роб - вес талевого блока и крана (Роб = 1,5 кН), кН

Ркр - вес колонны НКТ, которая определяется по формуле

Ркр = q1 * L = 0,095 * 1500 = 142,5 кН,

где 1 - линейная плотность НКТ диаметром 73 мм (q1 = 0,095 кН/м), кН/м

L - длина колонны НКТ ( L = 1500 м), м

Действующие усилия ,развивающиеся в канате во время подъема или спуска колонны НКТ, определим по формуле

Pk = Рст + Рдин = 39 + 3,98 = 42,98 кН,

Коэффициент запаса прочности каната К определим по формуле

где Рразр - расчетное разрывное усилие каната (для талевого каната диаметром 22мм, Рразр =331,5 кН), кН,;

Рк - действующие усилия, развивающиеся в канате во время подъема или спуска колонны НКТ, кН

Вывод: Запас прочности талевого каната диаметром 22 мм достаточен для проведения спуска и подъема НКТ диаметром 73 мм и общей длиной 1500 м

Определение скорости подъема крюка

Исходные данные для расчетов:

диаметр каната dК=26мм

диаметр бочки барабана DБ=420мм

длина бочки барабана LБ= 800мм

оснастка талевой системы - 2х3

высота подъема крюка HKP=12м

Частота вращения барабана и тяговое усилие на конце талевого каната представлены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 Частота вращения барабана и тяговое усилие на конце талевого каната подъемника Азинмаш -37А

Скорость лебедки	Частота вращения барабана, об/мин	Скорость набегания каната на барабан, м/с	Тяговое усилие (при навивке П ряда ), Кн
1	44,6	0,98	85,0
2	75,8	1,67	49,4
3	124,2	2,73	30,3

Определим средние диаметры рядов навивки каната на барабан лебедки по формулам

D1=DБ +dК = 420+ 26 = 446 мм ,

где D1- средний диаметр первого ряда , мм

DБ -диаметр бочки барабана, мм

dК - диаметр каната, мм

Д11 = DБ + dк + *2 * dК = 420 + 26 + 0,93 * 2 * 26 = 494,4 мм,

где D11 - средний диаметр второго ряда, мм

- коэффициент плотности навивки ( =0,93)

Для определения числа рядов каната находим число витков в ряду , длину каната, навиваемого на барабан и длину ,которая навивается на каждый ряд

Число витков каната в одном ряду на барабане определим по формуле

LK = hKP * n + lo = 12,4 + 17 = 65 м,

где hKP - высота подъема крюка, м

n - число струн оснастки ( n = 4)

lo- нерабочая длина каната ,навиваемого на барабан ,которую определим по формуле:

lo = mo * * Д1 = 12 * 3,14 * 0,446 = 16,8 м 17 м,

где mo - число нерабочих витков каната (mo = 12)

Длину каната , навиваемого на первый ряд , определим по формуле

L1 = m * * Д1 = 28 * 3,14 * 0,446 = 39 м , (2.7.6)

где m - число витков каната в одном ряду на барабане (m = 28)

Длину каната, навиваемого на второй ряд, определим по формуле

L2 = L к- L1 = 65 - 39 = 26 м,

Определим средний диаметр ДСР навивки каната по формуле

Определим скорость подъема крюка на первой скорости лебедки по формуле

Аналогично находим скорость подъема крюка на второй и третьей скоростях подъемника

Опеделение числа НКТ, поднимаемых на каждой скорости подъемника

Определим число НКТ диаметром 73 мм, поднимаемых на каждой скорости подъемника Азинмаш-37А

Число труб, поднимаемых на первой скорости , определим по формуле

Технические параметры подъемника позволяют поднимать на первой скорости 304 НКТ диаметром 73 мм, на второй скорости - 216 НКТ диаметром 73 мм, на третьей скорости - 104 НКТ диаметром 73мм.

Определение времени на спуск и подъем инструмента

Определяем время на спуск и подъем инструмента с глубины L м при диаметре бурильных труб 89мм.

Время подъема колонны бурильных труб

Тп=t + z1t1 + z2t2 + z3t3 + z4t4 + t з р

Где tпр - норма времени на подготовительные работы перед подъемом инструмента:

t зр - норма времени на заключительные работы после подъема долота из скважины.

t1t2t3t4 - норма времени для подъема одной трубы в зависимости от скорости подъема крюка, с:

t=tм+tр

где tм - время машинных операций: tр - время ручных операций при подъеме

tм=Kl1/vкр

где К - коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможении лебедки. При подъеме на 1-ой, 2-ой и 3-ей скоростях лебедки. К=1,2, на 4-ой скорости К=1,3.

Время спуска

Тс=tпр+z(tм+tр)+tз р,

Где z - число двух трубок, спускаемых в скважину: tпр=11 мин: tзп=7 мин.

Tр - время ручных операций,

Подставляя значения в данную формулу получим времени на спуск инструмента.

Расчет затрат времени на проведение ПРС

Оборудование для добычи нефти из скважины работает в сложных условиях, которые характеризуются большими нагрузками, высокой коррозионной активностью перекачиваемой среды, наличием в ней АСПО, абразивных механических примесей и другими осложняющими факторами. По этим причинам указанное оборудование довольно часто выходит из строя. Независимо от типа применяемого насосного оборудования возникают общие задачи оптимального планирования и нормирования процессов текущего ремонта.

В 2000 году проводились мероприятия по снижению продолжительности ремонтов подземного оборудования скважин. Одно из них: внедрение перепускного гидроуправляемого клапана на скважинах, оборудованных УЭЦН, и склонных к запарафиниванию. Предлагается внедрить данное новшество на 15 скважинах. До внедрения данной технологии средняя продолжительность одного ремонта в среднем составляла 60 бр/ч, после - 50 бр/ч.

Затраты времени при подземном ремонте рассчитывают по отдельным видам выполняемых работ с учетом категории сложности и поправочных коэффициентов, учитывающих специфические осложнения в эксплуатации. Работы, выполняемые бригадой при текущем ремонте скважин, делятся на основные, подготовительно-заключительные и вспомогательные, а также включают операции по установке и снятию автомата по свинчиванию и развинчиванию НКТ.

К основным работам на скважинах, оборудованых УЭЦН, относятся подъем и спуск НКТ.

Подготовительно-заключительные работы включают все виды операций по подготовке оборудования и инструмента для каждой из осложненных работ, а также проводимых работ перед началом и в конце каждого ремонта и каждой смены.

В общий перечень работ входят работы, проводимые при любом текущем ремонте скважин, зависящие от ремонтируемого оборудования и вида аварии.

Далее проведем расчет затрат времени на проведение процесса подземного ремонта скважины, оборудованной УЭЦН. Вид ремонта: смена насоса на скважине, отчистка труб от отложений парафина по длине отложения АСП. Подъемник Азинмаш-37А. При ремонте используется автомат для свинчивания -развинчивания труб АПР-2ВБ. Глубина спуска насоса (длина подвески) -1500м. Количество спущенных насосно-компрессорных труб -158 штук. Оснастка талевого блока для спуско-подъемных операций -2х3. Расстояние от прежнего местонахождения подъемника до скважины 10 км. Устьевое оборудование - АУЭЦН.

При составлении технического наряда необходимо рассчитать нормативное время на подготовительно-заключительные, вспомогательные работы и на спуско-подъемные операции.

Основные операции и укрупненные нормы времени, затрачиваемые на выполнение этих операций, представлены в таблице 2.18.

Укрупненные нормы включают в себя время на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы перед каждой операцией.

Также, в таблице в сравнении показаны операции и нормативное время на смену УЭЦН до внедрения вышеуказанного перепускного гидроуправляемого клапана и после его внедрения.

Таблица 2.18. Подсчет времени на проведение ПРС по смене УЭЦН

Наименование операций	Нормативное время, бр/ч
До внедрения	После внедрения
1 Переезд 4 рейса по 10км	1Переезд 4 рейса по 10км	15,17
2Монтаж-демонтаж подъемного агрегата, расста- новка оборудования	2 Монтаж-демонтаж подъемного агрегата, расста- новка оборудования	3,59
3 Подъем УЭЦН на НКТ 73мм, длина подвески 1500м	3Подъем УЭЦН на НКТ 73мм, длина подвески 1500м	12,10
4 Разборка, сборка УЭЦН	4 Разборка, сборка УЭЦН	4,57
5 Пропарка запарафиненных НКТ на мостках с помощью ППУ	-	7,78
6 Спуск УЭЦН	5 Спуск УЭЦН	13,34
7 Опрессовка, вызов подачи	6 Опрессовка, вызов подачи	1,52
8 Уборка замазученности	-	2
ИТОГО затраченного времени - 60,07 бр/час	ИТОГО затраченного времени - 50,29 бр/час

Таким образом, внедрение перепускного клапана сокращает количество выполняемых операций при смене УЭЦН и время, затрачиваемое на их проведение.

3. Экономическая часть

3.1 Анализ основных показателей производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Аксаковнефть»

Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Аксаковнефть» представлены в таблице 3.1.

Как видно из таблицы, объём добычи нефти с каждым годом снижается. В 2000 году снижение составило 5,8% от добычи 1999 года. Это связано с тем, что месторождения, разрабатываемые НГДУ «Аксаковнефть», находятся на поздних стадиях разработки. Поэтому основными задачами НГДУ являются:

а) стабилизировать темп падения добычи нефти на определённом уровне;

б) сокращение затрат по добыче нефти

Для выполнения этих задач в НГДУ «Аксаковнефть» в 2001 году планируется добыть 1150000 тонн нефти и 44108 тыс.м3 попутного газа. Ввести в эксплуатацию 17 новых нефтяных скважин, а также в связи с выходом постановления Правительства Российской Федерации, предоставляющего определенные налоговые льготы нефтяным компаниям при пуске в работу бездействующих, контрольных и наблюдательных скважин, запланировано пустить в работу 13 неработающих скважин. Необходимо также выполнить 310 геолого-технических мероприятий с суммарной эффективностью 71,5 тыс. тонн, поднять эффективность одного ГТМ не менее чем на 5% и продолжить промышленное внедрение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

С применением жестких удельных норм, нормативов и расценок запланировано сократить на 10% текущие эксплуатационные расходы и 95% всех видов работ и услуг выполнить своими силами.

Калькуляция себестоимости добычи нефти представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Аксаковнефть» за 2005 год

Наименование показателя	Предыдущий год в действующих ценах	Отчётный год	Факт за отчетный год в сравнении с предыдущим, %
		План	Факт	%
1	2	3	4	5	6
1.Товарная продукция, тыс. руб.	451214	881208	905400	102,8	200,9
2.Валовая продукция, тыс. руб.	469143	911923	939141	103,1	200,4
3.Валовая добыча нефти, тыс. тонн	1285,5	1178	1205,4	102,4	93,9
4.Товарная добыча нефти, тыс. тонн	1277,15	1169,3	1197,8	102,5	93,9
5.Валовая добыча природного газа, тыс. м3
6.Валовая добыча попутного газа, тыс. м3	50008	44108	45586	103,5	91,2
7.Среднесуточный дебит по нефти, т/сут	3,5	3,7	3,9	105,5	111,5
8.Обводнённость нефти (весовая), %	92,6	93,4	93,1	99,8	100,6
9.Закачка воды, тыс. м3	14962,9	15157,6	15195,1	100,3	101,7
10.Ввод нефтяных скважин	18	17	17	101,1	94,5
В т.ч. из разведки	6	3	5	166,8	83,4
11.Коэффициент эксплуатации	0,947	0,947	0,947	100,2	100,2
12.Коэффициент использования	0,9116	0,898	0,914	101,9	100,4
13.Объём капитальных вложений, тыс. руб.	129502	216970	328523,6	151,6	253,9
В т.ч. производственного назначения, тыс. руб.	33945,4	32570	60625,9	186,3	178,8
14.Из общего объёма капвложений производственного и непроизводственного назначения СМР, тыс. руб.	15810,7	23426,7	35544,2	151,9	225,0
Бурение - всего, тыс. руб.	38012	58600	59289,1	101,3	156,1
В т. ч. эксплуатационное, тыс. руб.	38012	58600	59289,1	101,3	156,1
Разведочное, тыс. руб.	32600	120800	110739,8	91,8	340,0
15.Среднегодовая стоимость основных промышленных производственных фондов, тыс. руб.	2523812	2587230	2587230	100,1	102,6
16.Фондоотдача (выпуск валовой продукции на 1 руб. среднегодовой стоимости фондов), коп	0,19	0,35	0,36	103,0	189,7
Продолжение таблицы 3.1
1	2	3	4	5	6
17.Численность ППП, чел	2538	2452	2511	102,5	99
18.Производство валовой продукции на 1 работника ППП, руб.	133,93	186,25	184,85	99,2	138,0
19.Численность ППП на 1 среднедействующую нефтяную скважину, чел/скв.	2,357	2,145	2,27	105,9	96,4
20.Фонд оплаты труда, тыс. руб.	61087,6	129460,2	1326630,9	102,6	217,3
21.Среднемесяная зарплата, руб.	2006	4399,8	4401,7		219,6
22.Производственные затраты, тыс. руб.	531802	879290	749109	85,3	141,0
23.Балансовая прибыль, тыс. руб.	6298,6		18571,3

Таблица 3.2 Калькуляция себестоимости добычи нефти по НГДУ «Аксаковнефть»

Наименование статей	2004 год	4 квартал 05г.	2005 год
	Всего, тыс. руб.	На 1 тонну, руб.	Всего, тыс. руб.	На 1 тонну, руб.	Всего, тыс. руб.	На 1 тонну, руб.
1	2	3	4	5	6	7
1 Расходы на энергию по извлечению нефти	42018	32,69	23240	77,52	75156	62,35
2Расходы по искусственному воздействию на пласт	61698	48,00	38193	127,39	112547	93,37
3Основная зарплата производственных рабочих	4441	3,45	3070	10,24	9880	8,20
4Отчисления на социальные нужды	1689	1,31	1214	4,05	3880	3,22
5Амортизация скважин	31157	24,24	8263	27,56	32796	27,21
6Расходы по сбору и транспортировке нефти	26988	20,99	18304	61,05	56734	47,07
7Расходы по технологической подготовке нефти	25310	19,69	11989	39,99	42601	35,34
8Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	88282	68,68	71414	238,21	211430	175,4
В т.ч. ПРС	9127	7,10	5914	19,73	19209	15,94
КРС	25677	19,97	17805	59,39	49899	41,40
Продолжение таблицы 3.2
1	2	3	4	5	6	7
9Цеховые расходы	21390	16,64	8758	29,21	21189	17,58
10Общепроизводственные расходы	41219	32,06	25074	83,64	74084	61,46
11Прочие производственные расходы	189230	147,2	32505	108,42	1170313	91,85
В т.ч. отчисления на воспроизводство МСБ	44	0,03	30	0,10	37	0,03
Плата за недра	179653	139,7	29445	98,22	96517	80,07
Производственная себестоимость
А) валовой продукции	533422	414,95	242024	807,28	751010	623,1
Б) товарной продукции	530028	415,01	240345	807,14	746099	622,9
12Внепроизводственн. Расходы	-	-	-	-	-	-
Полная себестоимость товарной продукции	530028	415,01	240345	807,14	746099	622,9
Валовая продукция: нефть, тонн	1285500		299800		1205400
Товарная продукция: нефть, тонн	1277151		297773		1197755
Скважино-месяцы отработанные	12275,8		3304,8		12793,0

Экономический эффект определен сокращением затрат на проведение ПРС и увеличением объёма добычи нефти, связанным с сокращением времени проведения ремонтов.

Экономический эффект обеспечивается снижением себестоимости добычи нефти, за счет уменьшения доли условно-переменных затрат.

При увеличении объёма добычи нефти пропорционально растут только условно-переменные затраты. К ним относятся: расходы на энергию по извлечению нефти, расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы на сбор и транспортировку нефти, расходы по технологической подготовке нефти и часть прочих производственных расходов.

Ниже приведена методика и выполнен расчёт экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.

3.2 Методика расчёта экономического эффекта

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятий, является показатель экономического эффекта. Показатель экономического эффекта (Эт) оценки мероприятий определяется как превышение стоимостной оценки результатов (Рт) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (Зт) после внедрения мероприятия .

Эт = П = (Рт-Зт) = (U-C2) * Q2 - (U - C1) * Q1,

Стоимостная оценка результатов определяется по формуле:

Рт = U * Q2,

где U- цена реализации одной тонны нефти (U = 748,8), руб./т

Q2 - добыча нефти после проведения мероприятия, тонн

Добыча нефти в результате сокращения продолжительности ПРС определяется по формуле:

Q2 = Q1 + Q,

где Q1- добыча нефти до внедрения мероприятия, (Q=1205400) т/год;

Q - дополнительная добыча нефти, тонн

Дополнительная добыча нефти определяется по формуле:

Среднесуточная добыча нефти одной скважины определяется по формуле:

N - число скважин действующего фонда (N = 1141), скв

Себестоимость годовой добычи нефти, в результате сокращения продолжительности подземного ремонта скважин определяется по формуле:

З2 = V2 + С2,

где V2 - условно-переменные затраты после проведения мероприятия, тыс. руб.;

C2 - постоянные затраты после проведения мероприятия, тыс. руб.

Переменные затраты в результате сокращения продолжительности ПРС определяются по формуле:

V2 = v1 * Q2

где v1 - условно-переменные затраты до проведения мероприятия на одну тонну нефти (V1= 231,19), руб./тн

Постоянные затраты в результате сокращения продолжительности ПРС определяются по формуле:

С2 = С1 - С + Зм,

где С1 - постоянные затраты до проведения мероприятия, тыс. руб.;

С - снижение затрат за счет проведение ПРС, тыс. руб.;

Зм - затраты на проведение мероприятия, тыс. руб..

Постоянные затраты до внедрения мероприятия ПРС определяются по формуле:

С1 = З1 - V1,

где З1 - себестоимость годовой добычи нефти до внедрения мероприятия (З1 = 751012,4), тыс. руб.;

V1- переменные затраты, до проведения мероприятия (V1= 278677 ), тыс. руб.

Себестоимость годовой добычи нефти до внедрения мероприятия определяется по формуле:

З1 = С1уд * Q1,

где C1уд - себестоимость одной тонны нефти до проведения мероприятия (С1уд= 623,04), руб./т.

Снижение затрат на проведение ПРС определяется по формуле

С = Зд - Зп,

где Зд - затраты на проведение ремонта скважин до внедрения мероприятия (таблица 3.3), тыс. руб.

Зп - затраты на проведение ПРС после внедрения мероприятия (таблица3.4), тыс. руб.

Себестоимость одной тонны нефти в результате сокращения продолжительности ПРС определяется по формуле:

Изменение себестоимости определяется по формуле:

Суд = С1уд - С2уд ,

Прирост балансовой прибыли определяется по формуле:

П = (U-С2уд ) * Q2 - (U-С1уд ) * Q1 ,

Налог на дополнительную прибыль рассчитывается по формуле:

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется по формуле:

ПП = ПБАЛ - Н , (3.16)

3.3 Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана

В результате предложенного выше внедрения перепускного гидроуправляемого клапана, получен экономический эффект, обусловленный сокращением продолжительности осложненного подземного ремонта скважин, оборудованных УЭЦН и сокращением количества самих ремонтов. Среднее уменьшение продолжительности ПРС составило 10 бр/ч на 1 ремонт. Для подсчета экономического эффекта составлены сметы на осложненный подземный ремонт скважины, оборудованной УЭЦН, и ремонт скважины без осложнений (табл. 3.3 и 3.4)

Таблица 3.3 Смета затрат на осложненный подземный ремонт скважины, оборудованной УЭЦН

Статьи затрат	Количество	Цена, руб.	Сумма, руб.
1	2	3	4
Время фактическое, час	60	-	-
1.Заработная плата, руб.	-	-	4231
В т.ч. сдельно, час	58,05	36,93	2144
Повременно, час	2,5	34,54	86
Премия, %	65	-	1449
Территориальный коэффициент, %	15	-	552
2.Отчисления на соц. нужды, %	40,2	-	1700
3.Транспорт,руб	-	-	23449
Азинмаш-37А,час	60	156,52	9391
Ходовой трактор, час	42	134,79	5661
ЦА-320,час	8	197,79	1582
ЦР-4 (3 ед.),час	24	110,91	2602
ППУ, час	11	190,16	2091
ПС-05,час	4	156,52	627
Трубовоз, час	4	278,22	1113
Экскаватор, час	4	95,62	382
4.Материалы,руб	-	-	5223
Пояса крепления шт	335	6,85	2295
Прочие материалы, руб./бр-час	60	48,8	2928
5.Амортизация оборудования, руб./бр-час	60	7,56	453
ИТОГО прямых затрат, руб.	-	-	35056
6.Цеховые расходы, %	12,5	-	4382
ВСЕГО затрат по смете, руб.	-	-	39438

Таблица 3.4 Смета затрат на подземный ремонт скважины с УЭЦН без осложнений

Статьи затрат	Количество	Цена, руб.	Сумма, руб.
Время фактическое, час	50	-	-
1.Заработная плата, руб.	-	-	3558
в т.ч. сдельно, час	50,3	36,93	1858
Повременно, час	0,5	34,54	17
Премия, %	65	-	1219
Территориальный коэффициент, %	15	-	464
2.Отчисления на соц. нужды, %	40,2	-	1430
3.Транспорт,руб	-	-	17414
Азинмаш-37А, час	50	156,52	7826
Ходовой трактор, час	35	134,79	4718
ЦА-320, час	8	197,79	1582
ЦР-4 (3 ед.), час	24	110,91	2662
ПС-05, час	4	156,52	626
4.Материалы, руб.	-	-	4735
Пояса крепления, шт	335	6,85	2295
Прочие материалы, руб./бр-час	50	48,8	2440
5.Амортизация оборудования, руб./бр-час	50	7,56	378
ИТОГО прямых затрат, руб.	-	-	27515
6.Цеховые расходы, %	9,9	-	3439
ВСЕГО затрат по смете, руб.			30954

Кроме экономии по стоимости осложненного ремонта, при производстве данных ремонтов получена экономия за счет дополнительной добычи нефти за счет сокращения времени простоя скважины в ремонте и сокращения количества самих ремонтов. Данный расчет представлен в табл. 3.5.

Таблица 3.5 Расчёт экономического эффекта от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана

Показатели	До внедрения	После внедрения
Исходные данные:
1.Объём внедрения, скв	15	15
2.Периодичность ремонтов в год, рем	2	1
Расчёт:
3.Затраты на изготовление перепускного
Гидроуправляемого клапана	-	163
6.Стоимость 1 ремонта, руб.	39438	30954
7.Затраты на ПРС	591570	464310
Экономия затрат		127260

Далее произведем расчёт экономического эффекта от дополнительной добычи нефти. Для этого определим долю условно-переменных затрат (величина их изменяется с изменением количества добываемой продукции) в себестоимости добычи нефти. Расчёт удельного веса условно-переменных затрат приведён в таблице 3.6.

Таблица 3.6 Расчет удельного веса условно-переменных затрат себестоимости добычи нефти

Условно-переменные затраты	2001г. тыс. руб.	2005г. тыс. руб.
1	2	3
В составе статей
Расходы на энергию по извлечению нефти	42018	75156
-потребляемая энергия	42018	75156
Расходы по искусственному воздействию на пласт	32160	59124
-основные материалы	170	204
-вспомогательные материалы	4061	8590
-потребляемая энергия	27929	50330
Расходы на сбор и транспортировку нефти	8750	17548
-вспомогательные материалы	2457	5752
-потери нефти	1124	1814
-потребляемая энергия	5169	9982
Расходы по технологической подготовке нефти	11308	20465
-вспомогательные материалы	1516	4480
-потери нефти по подготовке	1192	2268
-топливо	1485	2442
-электроэнергия	3214	5490
-пар, вода	3901	5785
Прочие производственные расходы	92586	106384
-на воспроизводство МСБ	169	184
-налог на недра	88422	97198
-фонд поддержки селу	4473	9002
Всего переменных затрат	186822	278677
Валовая добыча нефти, тыс. тонн	1285,5	1205,4
Переменные затраты на 1 тонну нефти, руб.	145,33	231,19
Себестоимость 1 тонны нефти, руб./т	343,21	623,04
Удельный вес условно-переменных затрат в себестоимости	0,423	0,371
Цена 1 тонны нефти, руб./т	348,0	748,4

Для определения стоимостной оценки результатов необходимо определить дополнительную добычу. Для этого определим среднесуточный дебит скважины по формуле 3.5.

Дополнительную добычу нефти определим по формуле 3.4.

Добычу нефти после сокращения продолжительности проведения ПРС определим по формуле 3.3.

Q2 = Q 1 + Q = 1205400 + 19,06 = 1205419,06 тонн

Стоимостную оценку результатов определим по формуле 3.2.

Рт = U * Q2 = 748.4 * 1205419,06 = 902135,6 тыс. руб.

Снижение затрат на проведение ПРС определим по формуле 3.11.

С = Зд - Зп = 1183,1 - 466,7 = 716,4 тыс. руб.

Себестоимость годовой добычи нефти до проведения мероприятия определим по формуле 3.10.

З1 = С1уд * Q1 = 623,04 * 1205400= 751012,4 тыс. руб.

Постоянные затраты до внедрения мероприятия определим по формуле 3.9.

С1 = З1 - V1 = 751012,4 - 278677 = 472335,4 тыс. руб.

Тогда постоянные затраты после проведения мероприятия определим по формуле 3.8.

С2 = С1 - С = 472335,4 - 716,4 = 471619 тыс. руб.

Переменные затраты после сокращения продолжительности проведения ПРС определим по формуле 3.7.

V2 = v1 * Q2 = 231,19 * 1205419,06 = 278680,832 тыс. руб.

Себестоимость годовой добычи нефти после сокращения продолжительности проведения ПРС определим по формуле 3.6.

З2 = V2 + С2 = 278680,832 + 471619 = 750299,832 тыс. руб.

Себестоимость одной тонны нефти после сокращения продолжительности проведения ПРС определим по формуле 3.12.

Изменение себестоимости определим по формуле 3.13.

Суд = С1уд - С2уд = 623,04 - 622,44 = 0,6 руб.

Прирост балансовой прибыли определим по формуле 3.14.

П бал = (U - С2уд ) * (Q1 + Q) - (U-С1уд ) * Q1 = (748,4 - 622,44) * 1205419,06 - (748,4 - 623,04) х 1205400 = 725,6 тыс. руб.

Налог на дополнительную прибыль рассчитаем по формуле 3.15.

прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определим по формуле 3.16

ПП = ПБАЛ - Н = 725,6 - 217,7 = 507,9 тыс. руб.

Полученные результаты расчётов сведём в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Результаты расчёта экономического эффекта от сокращения продолжительности проведения ПРС

Показатели	Значения
Количество скважин, скв	15
Дополнительная добыча, тонн	19,06
Снижение себестоимости добытой тонны нефти, руб.	0,6
Прирост балансовой прибыли, тыс. руб.	725,6
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.	507,9
Хозрасчетный экономический эффект, тыс. руб.	507,9

Вывод: Как показали расчеты, внедрение данного клапана позволяет получить следующие результаты:

экономический эффект достигается за счет снижения затрат на проведение ремонта, снижения количества ремонтов, дополнительной добычи нефти. При этом дополнительная добыча составит 19,06 т/год. Таким образом, за счет сокращения продолжительности проведения ПРС хозрасчетный экономический эффект составит 507,9 тыс. руб.

3.4 Анализ баланса рабочего времени ПРС

Таблица 3.8 Расшифровка баланса рабочего времени при ПРС за 1996-2000 гг.

№№ п.п.	Наименование Показателей	Ед. изм.	Показатели по годам
			2001	2002	2003	2004	2005
1	Производительное время	%	95,1	94,2	95,7	94,7	95,6
2.	Непроизводительное время, в том числе: - уборка замазучен-ти - чистка снега - сварочн. работы - профилактика обор. - межсменные окна - ликв. брака в работе	-=- -=- -=- -=- -=- -=- -=-	1,92 0,51 0,75 0,34 0,19 0,13	2,6 0,97 0,89 0,2 0,16 0,38	1,65 0,54 0,85 0,1 0,05 0,05 0,06	1,57 0,45 0,37 0,26 0,34 0,15	1,29 0,39 0,28 0,31 0,13 0,11 0,07
3.	Простои, В том числе: - ожидание техники - непогода, бездорожье - ожидание ЭЦН, кабеля - ремонт подъемника - отключение электроэнергии - ожидание инструмента и оборудования - ожидание вахтовой машины	-=-	2.98 0,69 1,16 0,05 0,65 0,11 0,23 0,09	3.2 1,02 0,64 0,05 0,52 0,17 0,87 0,02	2.65 0,96 0,87 0,1 0,64 0,08	3.73 1,25 1,07 0,15 0,83 0,13 0,3	3.11 0,95 0,84 0,93 0,34 0,05
4	Всего непроизводительное время + простои		4,9	5,8	4,3	5,3	4,4

Из таблицы 3.6 и рис. 12. видно, что производительное время за 5 лет выросло на 0.5% ( с 95,1 по 95,6). Видно стабильное снижение непроизводительно...