УПI = КП×ЗЗВ/ТБ руб/сут, (5.19)
где ТБ - время бурения одной скважины, ТБ=20 сут (см. приложение Г).
УПI = 13,4×141258/20=94643 руб/сут,
Величина экономии времени определяется по формуле:
ЭВР=ΔП×ТБ/ (100+ ΔП) сут, (5.20)
где ΔП - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.
Затраты на единицу продукции определяются по формуле:
ЗЕД=NН ×ЦН - NС × ЦС час, (5.21)
где NН, NС - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200 ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):
КУС=60000000/ 3105=19324 руб/м., КУН=70000000/ 3105=22544 руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×19324) - (2165+0,15×22544)] ×3105=99670 руб.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 8 ½ MF - 15 фирмы "Смитт".
По формуле (5.20) при ΔП=15%:
ЭВР=15×20/ (100+ 15) =2,6 сут.
Цн=6000 $ и Цс=940 $, при курсе 1$=29 руб - Цн=174000 руб и Цс=27260 руб тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=1×174000- 8× 27260= - 44080 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643× 2,6+ 0,15× 44080) =252684 руб.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы "ECKEL". Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=261000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):
КУС=261000/ 3105=30,4 руб/м.
КУН=94300/ 3105=84 руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×30,4) - (2165+0,15×84)] ×3105=291746 руб.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы "DERRICK". Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе 1$=29 руб - Цн=9831000 руб, тогда по формулам (5.13), (5.14):
КУС=3500000/ 3105=1127 руб/м.
КУН=9831000/ 3105=3166 руб/м.
По формуле (5.12):
ЭСКВ= [ (2267+0,15×1127) - (2165+0,15×3166)] ×3105=-63295 руб.
Экономический эффект от применения системы очистки фирмы "DERRICK" на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3 - 4 куста оборудование полностью себя окупает.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.
По формуле (5.20) при ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость расходуемой на бурение одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=20401- 116100= - 95699 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 95699) =51266 руб.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.
По формуле (5.20) при ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=0,7 × 40320- 1,2 × 30450= - 8316 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 8316) =38154 руб.
Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.
По формуле (5.20) при ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по формуле (5.21):
ЗЕД=0,7 × 87813- 1,2 × 95903= - 90931 руб.
По формуле (5.18):
ЭСКВ= (94643× 0,39+ 0,15× 90931) =50546 руб.
Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:
ЭСКВ=УПI× ЭВР руб. (5.22)
По формуле (5.20) при ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.
По формуле (5.20) при ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.
По формуле (5.20) при ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.
По формуле (5.20) при ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения жилищно-бытовых условий.
По формуле (5.20) при ΔП=1%:
ЭВР=1×20/ (100+1) =0,2 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,2=18929 руб.
Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.
По формуле (5.20) при ΔП=2%:
ЭВР=2×20/ (100+ 2) =0,39 сут.
По формуле (5.22):
ЭСКВ=94643× 0,39=36911 руб.
Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:
ЭОБЩ=252684+291746-63295+51266+38154+50546+18929+18929+18929+18929+18929+36911=809557руб.
Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана ЭОБЩ=809557 руб, что составит 11,5%.
Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении.
Объединение "Томскнефть" ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения - все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на 1.01.2000 г. - 3866 скважин, механизированный фонд - 3207 скважин, фонд скважин оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) - 922 скважины (28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.
Механизированным способом в объединении добывается 90,7% нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем дебите скважины 22 тонны в сутки.
Из технологического регламента выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, модуль - секции насоса, кабельная линия, наземное электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на скважине.
Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:
максимальное содержание попутной воды - 99%;
водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5;
максимальная плотность жидкости - 1,4 гр/см3;
максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм × с;
максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;
максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;
при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;
максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;
для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;
максимальная температура - 90 ° С;
Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:
минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели;
максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 1,5°/10м;
максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 25,0 МПа;
в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;
Правила подбора УЭЦН к скважине:
1. Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.
2. Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: о коэффициенте продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии; газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти.
3. При использовании в расчетах "Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 21/10 м, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.
4. В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25% для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.
5. Результаты подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; особые условия эксплуатации: высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, содержание механических примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр. Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° / 10 м), заносятся в паспорт-формуляр.