Методика расчета экономического эффекта от изменения режимов работы скважин, оборудованных насосами (Анализ фондов)

 

Изменение режима работы скважин, оборудованных насосами, как правило, заключается:

- в замене приводов для СШН со станков-качалок на цепные с соответствующим подбором режима работы для них;

- в замене подземного оборудования для ЭЦН с соответствующим подбором режима работы для них.

Экономический эффект от данных мероприятий предполагается получить за счёт прироста добычи нефти и экономии удельных затрат.

1. Годовой прирост добычи нефти в результате проведённого мероприятия

 

,                   (1)

где ∆  – суточный прирост добычи нефти, т/сут.;

  К_э – коэффициент эксплуатации скважин;

  n ˗ количество оптимизируемых скважин, скв.;                 

  365 ˗ количество дней в году.

2. Себестоимость добычи одной тонны нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле

 

  ,                                    (2)

Q ₂ = Q ₁ + D Q,                                     (3)

                                             ,                          (4)

где С₁, С₂ – себестоимость одной тонны нефти до и после внедрения

             мероприятия соответственно, руб./т;

Q ₁, Q ₂ – добыча нефти до и после внедрения мероприятия, т/год;

З_рем – затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования, руб.;

З_доп – затраты, связанные с дополнительной добычей нефти, руб.;

D N – изменение затрат, связанных с платой за установленную мощность, руб.;

D А – изменение ежегодных амортизационных отчислений за счёт экономии капиталовложений, руб.;

– среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.

 

3. Затраты, связанные с дополнительной добычей нефти рассчитываются по формуле

З_доп = D Q ´ З_уп ,                                     (5)

где З_уп – условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т

                                                   З_уп=З_эл.эн.+З_ппд+З_вмсб+З_подг+З_сбтр                                                    (6)                                             

где  - условно-переменные затраты;

З_ЭЛ.ЭН – затраты на электроэнергию, руб;

  З_ППД – затраты на поддержание пластового давления, руб.;

  З_ВМСБ – затраты на воспроизводство минерально-сырьевой базы, руб.;

З_ПОДГ – затраты на подготовку скважинной продукции, руб.;

  З_СБТР – затраты на сбор и транспортировку продукции, руб.

 

4. Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования определяются по формуле

З_рем = С_ч ´ t ´ n,                     (7)

где С_ч – стоимость 1 часа ремонта, руб./ч.;

t – средняя продолжительность ремонта по смене насоса, час;

n ˗ количество оптимизируемых скважин.

5. Изменение платы за установленную мощность рассчитывается по формуле

,                   (8)

где N_2i, N_2i – номинальная мощность, потребляемая электродвигателем привода i-ой скважины после и до замены оборудования, кВт;

Ц_эл – тариф 1 кВт∙ч энергии, руб./кВт∙ч;

n – количество скважин, скв.

 

6. Изменение ежегодных амортизационных отчислений за счёт экономии капиталовложений находится по формулам

6.1. для ШСН

 

, (9)

 

где Ц_{НКТ2 i}, Ц_{НКТ1 i} – цена НКТ после и до замены i-ой скважины, руб.;

L_НКТ2i, L _НКТ1i – длина НКТ после и до замены i-й скважины, м;

Н_АНКТ – норма амортизации НКТ, %.

Ц_{ш2 i}, Ц_{ш1 i} – цена штанг i-ой скважины после и до замены, руб.;

  L _ш2i, L _ш1i – длина штанг i-й скважины после и до замены, м;

Н_Аш – норма амортизации штанг, %;

Ц_{цп2 i}, Ц_{цп1 i} – цена цепных приводов для насосов после и до замены i-ой скважины, руб.;

Н_Ацп – норма амортизации цепного привода, %;

Ц_{нас2 i ,}   Ц_{нас1 i} – цена насоса после и до замены i-ой скважины, руб.

Н_Анас – норма амортизации насоса, %.

 

    6.2 для ЭЦН:

, (10)

где     Ц_{К2 i}, Ц_{К1 i} – стоимость кабеля i-ой скважины после и до замены соответственно, руб.;

L _{К2 i} L _{К1 i} – длина кабеля i-й скважины после и до замены соответственно, м;

Ц_{ПЭД2 i}, Ц_{ПЭД1 i} – стоимость электродвигателей i-ой скважины после и до  замены соответственно, руб.;

Н_АК, Н_АПЭД – норма амортизации соответственно кабеля и электродвигателя, %.

 

7. Капитальные затраты, связанные со сменой оборудования скважин, рассчитываются по формулам

7.1 для ШСН:

,             (11)

 

7.2 для ЭЦН:

       ,                                                                                                                        (12)

 

8. Прирост прибыли от реализации мероприятия определяется по формуле

D ВП = (Ц – С₂) ´ Q ₂ – (Ц – С₁) ´ Q ₁,             (13)

где Ц ˗ цена 1 т нефти.

9. Налог на дополнительное имущество находится по формуле

 

,                                (14)

 

где н_им – ставка налога на имущество, %.

10. Налог на дополнительную прибыль находится по формуле

 

,                              (15)

 

где н_пр – ставка налога на прибыль, %.

11. Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, находится по формуле

                                         .                                  (16)                                  

 

Результаты расчёта экономической эффективности от оптимизации скважин, должны быть представлены в таблице.

Показатель	Значение
Количество оптимизируемых скважин, шт.
Дополнительный годовой прирост нефти, т
Снижение себестоимости, руб.
Дополнительная прибыль, тыс.руб.
Дополнительная чистая прибыль, тыс.руб.

 

В конце работы даются выводы об экономической эффективности проведённого технологического мероприятия.

 

 

12	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: