Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

     =                    (3.3)

    где - дебит по скважине или группе скважин, принимаемых в расчет на 1 скважино-месяц, отработанный до внедрения мероприятия, тыс. ;

     - число скважин  в группе;

      – время  работы действующих скважин;

      – коэффициент эксплуатации.

    Изменение объема добычи продукции скважин  за счет влияния различных факторов можно определить следующим образом:

1. за счет изменения фонда рабочего времени скважины:

 

                       =  = 5,42 млн. ,                                (3.4) 

    где q – среднесуточный дебит одной скважины, тыс. /сут; 

                   ∆ = = 17235 – 14630 = 2605 час,                                    (3.5) 

    где - время работы скважины до внедрения мероприятия, час;

          - увеличенное время работы скважины, час.

2. за счет изменения дебита скважин:

 

    = 360 0,9 (19-5) = 4,536                 (3.6) 

    где - календарный фонд времени действующих скважин, числившихся в скважиноно-месяце;

           и - дебиты скважин на 1 скважинно-месяц, отработанные до и после внедрения мероприятия, тыс. /сут.

3. за счет изменения коэффициента эксплуатации:

      5 1,488     (3.7) 

    где и - коэффициент эксплуатации скважин до и после внедрения мероприятия.

    Общее изменение объема добычи скважинной продукции: 

     = 5,42+4,536+1,488=11,444                  (3.8) 

    Объем добычи после внедрения мероприятия  определяется по следующей формуле: 

     = 1458,7+11,444 = 1470,144                                 (3.9) 

    Подставляя  численные значения величин объема добычи до внедрения мероприятия  изменения добычи за счет влияния  различных факторов получаем следующее  значение, указанные выше.

    Уровень затрат в добыче газоконденсата по статьям калькуляции до внедрения мероприятия берется по данным нефтегазодобывающего предприятия, в нашем случае КПО.

    Внедряемое  мероприятие ведет к изменению  одной или нескольких статей затрат, входящих в одну общую структуру  себестоимости добычи газоконденсата.

    Предположим, что внедряемое мероприятие влияет на все затраты и проведем расчеты  этих соответственно до и после внедрения  мероприятия.

1. Расходы на энергию по извлечению газоконденсата.

    Изменение энергозатрат на непосредственную добычу газоконденсата определяется в зависимости от того, насколько меняется установленная мощность и годовой расход энергии в результате внедрения мероприятия.

    При закачке в призабойную зону депрессатора ГКП-86 сокращается время работы поршневого насоса, так как данный депрессатор способен дольше удерживать углеводороды в растворенном состоянии, следовательно затраты на электроэнергию сократятся.

    Разница в оплате за расход электроэнергии определяется: 

     = (74949,6 – 47695,2) 10,5 = 293,666 тыс.тенге,     (3.10)

    где  и - соответственно расход энергии до и после внедрения мероприятия кВт час.

     - цена 1 кВт час, в тенге (1 кВт час = 10,5).

    До  внедрения мероприятия затраты  на электроэнергию составляли 74949,6 тыс.тенге, а после внедрения мероприятия – 47695,2 тыс.тенге.

2. Заработная плата основная и дополнительная.

    До  внедрения мероприятия для закачки  раствора в скважину за один вахтовый период было задействовано 7 бригад по 18 человек (всего 126 рабочих). Так как закачкой раствора занимаются тоже количество рабочих, фонд оплаты труда (ФОТ) не меняется. Средняя заработная плата одного работника берется из бухгалтерских данных и составляет 115837 тенге.

    Формула для определения ФОТ имеет вид: 

    = 18 9 115837 = 18765,594 тыс.тенге,      (3.11)

    где – годовой фонд заработной платы по предприятию, тыс.тенге;

            – норматив численности на одну скважину действующего фонда, чел.

              – средняя заработная плата одного работника, тенге.

            – количество скважин, которые обрабатывались термохимическим раствором.

3. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе

    расходы по подземному текущему ремонту скважин.

    Вследствие  того, что время эксплуатации поршневого насоса для закачки раствора в  скважину сократился, количество ремонтов также сократится.

    Формула для определения экономии за счет сокращения количества ремонта оборудования имеет вид: 

     = (7 – 6) 88,425 = 88,425 тыс.тенге.,                 (3.12)

    где и – соответственно количество ремонтов до и после внедрения мероприятия;

           - стоимость одного ремонта.

    Совсем  наоборот складывается ситуация со скважинами. поскольку в скважину нагнетается термохимический раствор, содержащий кислые компоненты, количество ремонтов увеличивается.

    Формула для определения затрат на ремонт скважины до внедрения мероприятия  выглядит следующим образом: 

     5 978,88 = 4894,4 тыс.тенге.                                      (3.13)

    После внедрения мероприятия затраты  на ремонт определяются по формуле: 

     = 6 978,88 = 5873,28 тыс.тенге.

    Формула для определения перерасхода имеет вид: 

     978,88 тыс.тенге.                                                      (3.14)

4. Прочие расходы.

    В состав прочих расходов, которые приведены  в таблице 3.2, включают отчисления на содержание дорог. Эти затраты берутся  из технико-экономических показателей. Также сюда включаются затраты, связанные с управлением предприятием и организацией в целом. Они составляют от суммы прямых и косвенных затрат – 26% и относятся к накладным расходам. 

Таблица 3.3

    Структура распределения прочих затрат

Наименование	До внедрения  мероприятия, тыс. тенге	После внедрения  мероприятия, тыс. тенге
Дорожный  фонд	103,74	76,03
Инвестиционный  фонд	239,29	154,28
Общепроизводственные  затраты	28980,89	28754,0

 

    Продолжение таблицы 3.3

Прочие  затраты	429,9	403,16
Итого:	29753,91	29387,47

    По  завершению расчетов всех статей затрат необходимо все расходы свести в  таблицу и определить перерасход или экономию той или иной статьи. Общие затраты на ТХС указаны  в таблице 3.4

Таблица 3.4

    Калькуляция затрат на обработку скважины термохимическим раствором

Наименование	До         внедрения мероприятия,   млн. тенге	После    внедрения мероприятия,    млн. тенге	Отклонения: (-) - перерасход (+) - экономия
Энергозатраты	794,46576	500,7996	+293,66616
ФОТ	20,85066	20,85066	0
Текущий       ремонт скважин	4,8944	5,87328	-0,97888
Прочие  расходы	29,75391	29,38747	+0,36644
Итог:	960,718647	667,664927	+293,05372
Добыто  газа	2,299752	2,367801
Себестоимость, тенге/ млн. м	1,1328	0,960
Годовой экономический эффект, млн. тг	409,156

    Годовой экономический эффект был достигнут за счет снижения себестоимости продукции.

При внедрении  механизации, автоматизации, новой  технологии производства и других мероприятий  технического прогресса годовой  экономический эффект определяется:

    =(1,1328–0,960) 2367801000= 409,156 млн.тенге (3.15)      

    где и - удельная себестоимость газа до и после внедрения мероприятия, тенге. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    4 Безопасность жизнедеятельности  и охрана труда

    Климат  района на месторождении Прорва, резко континентальный, где лето знойное и сухое, температура воздуха достигает плюс 30°¸35° С, а зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами, температура воздуха зимой понижается до минус 30° С. Атмосферных осадков выпадает мало.