Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 15)

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.

1. 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:

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt., ( 6.1 )

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

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

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

ΔНt – 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:

ΔВ(Q)t = ΔQt * Цt, ( 6.2 )

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

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ΔИt – текущие издержки в году t,

ΔИt = 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 = ΔQt * 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.

Где Пвал. – прирост прибыли от реализации дополнительной добычи

Налоги - - 24 % от реализации.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ΔНПДН) определяется за все годы расчетного периода:

ΔНПДН = ПДНк

где t -тек. год

t Т

Т - расчетный период по мероприятиям НТП.

К - годы, предшествующие текущему году включительно

ΔПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ΔДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧТСt) определяются по следующим формулам:

ΔДПДНt =ΔПДНt * at

ЧТСt= ДПДНк

Исходные данные для расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.1.

Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Расчет экономической эффективности от проведения оптимизации в НГДУ « Когалымнефть» ЦДНГ-1
№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
			январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1561,952	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	290,68	285,31	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	920,5	903,49	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30
7	НПДН	тыс.руб.	920,5	1823,99	2824,29	3792,31	4792,61	5760,64	6760,94	7761,23	8729,26	9729,56	10697,59	11697,88
8	Коэф.дисконтирования		1,0	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	920,5	901,69	994,29	958,35	985,29	948,67	970,29	960,28	919,63	945,28	909,95	930,28
10	ЧТС	тыс.руб.	920,5	1822,18	2816,48	3774,83	4760,12	5708,79	6679,07	7639,36	8558,99	9504,27	10414,21	11344,49

Характеристики

Список файлов ВКР