Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

 

Свн.пр.= 0,12 * 17 605 815 = 2112 698 тенге.

 

Расчет удельных капитальных вложений

                                                 КВуд.= ,                                                     (3.12)

 

КВуд.=

тенге/т

 

Расчет себестоимости

 

  Для того, чтобы рассчитать удельную себестоимость, сложим все затраты и разделим их на объем добычи

                                                          Суд.=                                                                 (3.13)

где                  АО + ФОТ + Сотч. + Срем. + Сэ. + Спроч. + Свн.пр.,                     (3.14)

Суд.=

тенге/т.

 

2.4.2 Расчет экономической эффективности при газлифтном способе эксплуатации

Расчет капитальных вложений при газлифтном способе эксплуатации

 

  Для осуществления газлифтного способа эксплуатации необходимо рассчитать сумму капитальных вложений на вновь приобретаемое оборудование:

1. Компрессорная станция. Балансовая стоимость - 15 150 000 тенге;
2. Газопровод (диаметр 89 мм, длина 2 км). Балансовая стоимость - 
   2 651 250 тенге, а также оборудование, уже находящееся в использовании.    В    этом    случае   рассчитывается    остаточная стоимость каждого вида оборудования.  Остаточная стоимость оборудования вычисляется по формуле:

                                     

                                          Сост.= Спер.- Спер. * * Тр,                                                  (3.15)

где Спер.- первоначальная стоимость оборудования, тенге; Na - норма амортизации, %; Тр - время работы оборудования, лет.

       

         1) НКТ

С

= 3 223 920 - 3 223 920 ∙ ∙ 13 = 1 057 466 тенге;

 

2) Обсадная колонна

С

= 7 349 265 - 7 349 265 ∙ ∙ 13 = 4 777 022 тенге;

 

3) Внутренняя технологическая труба

С

= 6 522 075 - 6 522 075 ∙ ∙ 13 = 3 326 258 тенге;

 

4) АГЗУ

С

= 139 380 - 139 380 ∙ ∙ 13 = 94 500 тенге;

 

Общие капитальные вложения:

 

КВ=СКС+СГП+ С

+ С + С + С ,                               (3.16)

 

KB = 15 150 000 + 2 651 250 + 1 057 446 + 4 777 022 + 3 326 258 + 94 500 =

= 27 056 476 тенге.

 

Расчет амортизационных отчислений

 

  Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле 3.2

 

  1) Компрессорная станция, Na = 6,2%

 

АОкс = 0,062 * 15 150 000 - 939 300 тенге;

 

2) НКТ, Na = 4,8% 

 

АОнкт = 0,048 * 1 057 446 = 50 757 тенге;

 

  3) Обсадная колонна, Na = 2,5%

 

АОок = 0,025 * 4 777 022 = 119 426 тенге;

 

  4) Внутренняя технологическая труба, Na = 3,5%

 

АОвтт= 0,035 * 3 326 258 = 116 419 тенге;

 

  5)АГЗУ, Nа = 2,3%

 

АОАГЗУ = 0,023 * 94 500 = 21 73 тенге.

 

  Сумма амортизационных отчислений

 

                    АО = АОкс + АОнкт + АОок + АОвтт + АОАГЗУ,              (3.17)

 

АО = 939 300 + 50 757 + 119 426 + 116 419 + 2 173 = 1 228 075 тенге.

 

Расчет фонда оплаты труда

 

  Годовой фонд оплаты труда рассчитывается по формуле 3.4.

ЗПmin - минимальная месячная зарплата в РК, ЗПmin = 5 065 тг;

Тк - тарифный коэффициент, Тк = 4;

Ктер - территориальный коэффициент, Ктер = 1,14;

Кр - районный коэффициент, Кр = 1,1;

Кд0п - коэффициент дополнительной зарплаты, Кдоп = 1 ,25;

12 - количество месяцев в году;

Чппп - численность ППП, Чппп - 55 чел.

 

ФОТ = 5065 * 4 * 1,14 * 1,1 * 1,25 * 12 * 55  = 20 959 983 тенге.

 

Отчисления от ФОТ

 

  Отчисления в пенсионный фонд составляют 10% от ФОТ:

 

С пенс. = 0,1 * 20 959 983 = 2 095 998 тенге.

 

  Отчисления на социальный налог составляют 21% от ФОТ:

 

С соц.= 0,21* 20 959 983 = 4 401 596 тенге.

 

  Сумма отчисляемых денежных средств от ФОТ рассчитывается по формуле 3.7:

Сотч = 2 095 998 + 4 401 596 = 6 497 595 тенге.

 

Затраты на текущий ремонт

 

  Затраты на текущий ремонт составляют 1,5% от KB и не должны превышать 15%.

С рем. = 0,015 * 27 056 476 = 405 847 тенге.

 

Расчет энергетических затрат

 

  Затраты на подъем годового объема жидкости при газлифтном способе эксплуатации рассчитываются по формуле 3.9, в которой Уд.р. = 49 кВт-ч/т;

 

Сэ = 8750 *  49 *  6,56 =2 812 600 тенге.

 

Прочие затраты

 

  Прочие затраты составляют 25% от КВ.

Спроч. = 0,25 * 27 056 476 = 6 764 119 тенге.

 

Внепроизводственные затраты

 

  Внепроизводственные затраты составляют 12% от КВ.

 

свн.пр. = 0,12 * 27 056 476 = 3 246 777 тенге.

 

Расчет удельных капитальных вложений

 

  Удельные капитальные вложения рассчитываем по формуле 3.11:

 

КВуд.=

=3 092 тенге/т.

 

Расчет себестоимости

 

  Для того, чтобы рассчитать удельную себестоимость, сложим все затраты и разделим их на объем добычи, по формуле 3.12 и 3.13

 

Суд.=

= 4 790 тенге/т.

 

2.4.3 Расчет экономического эффекта от перевода скважин с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации

 

  Годовой экономический эффект от перевода фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на месторождении Жанажол (таблица 3.1), обеспечивающий увеличение конечного коэффициента извлечения нефти и сокращение безвозвратных потерь нефти, рассчитывается по следующей формуле.

                                                      

                                                 Э=(С1-С2) * Q2                                                                                  (3.18)

 

где C1 - удельная себестоимость до внедрения газлифта, тенге/т;

С2 - удельная себестоимость после внедрения газлифта, тенге/т;

Q2 - годовая добыча после внедрения газлифта, т.

 

Э = (4943 - 4790) * 8750 = 1 340 319 тенге.

 

Таблица 3.1 - Экономическая эффективность от перевода фонтанных скважин на газлифт  на месторождении Жанажол

Показатели	До внедрения мероприятия	После внедрения мероприятия
1 Годовая добыча нефти, т	7000	8750
2 Среднесуточный дебит, т/сут	19,44	24,31
3 Амортизационные отчисления, тенге	614499	1 228 075
4 Фонд оплаты труда, тенге	19054530	20 959 983
5 Отчисления от ФОТ, тенге	5 906 904	6 497 595
6 Энергозатраты, тенге	2 250 082	2812603*
7 Годовые производственные затраты, тенге	6778239	10416743
8 Удельные капиталовложения на 1 т нефти, тенге	2515	3092
9 Удельная себестоимость, тенге/т	4943	4790
10 Экономический эффект, тенге	1 340 319

 

На основании произведенных расчетов экономической эффективности внедрения газлифтного метода  эксплуатации скважин годовая добыча нефти возросла, при этом среднесуточный дебит также увеличился, увеличился фонд оплаты труда. Следовательно, удельная себестоимость продукции снизилась.

Таким образом, на основании выполненных расчетов можно сделать вывод, что проект является высокорентабельным и вполне приемлемым.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

   В данном диплом проекте рассматривается возможность перевода работы фонтанной скважины после прекращения фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации. Как уже упоминалось выше, газлифтный способ эксплуатации имеет ряд положительных  и отрицательных особенностей. К положительным особенностям относятся:

• возможность отбора большего количества жидкости независимо от глубины и диаметра эксплуатационной колонны;
• легкое и плавное регулирование дебита скважины в больших диапазонах при изменении количества подаваемого рабочего агента;
• размещение оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта;
• значительное снижение стоимости подземного ремонта скважин.

Отрицательной особенностью является построение дорогостоящих и капиталоемких компрессорных станций для закачки газа в пласт. Однако, в условиях месторождения Жанажол данная проблема разрешима. Ввиду того, что на территории промысла находится газоперерабатывающий завод, в составе которого имеется газлифтный компрессорный цех, специально предназначенный для подготовки газа для газлифтной эксплуатации скважин. Поэтому,  данный способ эксплуатации скважин является самым подходящим.

В этом проекте  произведен расчет глубины спуска подъемных труб, диаметра колонны, а также пускового давления. Из произведенных расчетов   можно сделать вывод, что пуск скважины в эксплуатацию следует осуществлять путем нагнетания газа в подъемные трубы. Однако, с целью защиты эксплуатационной колонны от коррозии нужно, после удаления из скважины части жидкости, переключить с центральной системы на кольцевую, то есть начать нагнетать газ в кольцевое пространство, при этом газонефтяная смесь будет выходить через подъемные трубы.

    А в экономической части, рассчитав экономическую эффективность при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации, приходим к выводу, что внедрение нового мероприятия привело к увеличению годовой добычи нефти до 8750 т., соответственно, среднесуточный дебит возрос до 24,31 т/сут., а удельная себестоимость снизилось до 4790 тенге/т., таким образом, данный проект является рентабельным и приемлемым.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Бойко В.С.Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990
2. Гиматудинов Ш.К.Добыча нефти. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983
3. Гиматудинов Ш.К.Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1983
4. Оркин К.Г., Юрчук А.М.Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1976
5. Проект разработки месторождения Жанажол. - Институт «Гипровосток - нефть», 1983
6. Середа Н.Г., Муравьев В.М.Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 1980
7. Чичеров Л.Г.Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983
8. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.:  Недра, 1991
9. Лысенко В.Д.  Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. - М.:  Недра,  1996
10. Лысенко В.Д.  Теория разработки местоождений. - М.: Недра, 1993.,314с.
11. Ярушин В.В., Табилов Б.С., Сабдыков Н.С., Агамалов Г.Б., Мнацаканов А.Г. Механизированная добыча нефти на месторождении Жанажол. Саратов: Научно-практическая конференция «Нефтегазовая отрасль: тенденция и перспектива развития». Тезисы конференции. 2002
12. Дополнение к технологической схеме разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол. Том  1. Самара: «Гипровостокнефть» 1992

 

АНОТАЦИЯ

 

Данный дипломный проект состоит из четырех частей.

В технико-технологической части рассматривается геология месторождения Жанажол и возможность перевода фонтанных скважин после прекращения фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации. В конце раздела произведен расчет глубины спуска подъемных труб, диаметра колонны и пускового давления для скважины №645.