Организационная и технико-экономическая характеристика Туймазинского УДНГ, страница 2

Из таблицы видно, что добыча нефти с каждым годом снижается, так как месторождения находятся на заключительной стадии разработки. Обводненность нефти с 2003 по 2005 год возросла на 1,1 % и составила 87,2 %. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин с 2003 до 2005 года  снизился с 0,967 до 0,958 и межремонтный период работы скважин также снизился, это говорит о том, что в ТУДНГ нужно применять более усовершенствованные технику и технологии.

Обработку скважин ингибитором парафиноотложений предлагается проводить в ЦДНГ №4. В таблице 5.2 приведены основные технико-экономические показатели работы цеха.

Таблица 5.2

Показатели	2004	2005	2005/2004 г.. %
Добыча нефти, тыс. т	310,1	307,6	99,2
Среднесуточная добыча нефти, тыс. т	849,5	842,7	99,2
Среднесуточный дебит нефти, т/сут	2,3	2,1	91,3
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин	504	509	101,0
Численность промышленно- производственного персонала, человек	60	51	85,0
Среднемесячная зарплата ППП, руб.	13496	15333	113,6

Из таблицы видно, что добыча нефти, среднесуточный дебит с каждым годом снижается, что связано с увеличением обводненности продукции. Эксплуатационный фонд с каждым годом растет для поддержания общего уровня добычи.

5.2 Расчет экономической эффективности  внедрения глубинного дозатора для закачки ингибитора парафиноотложения Сонпар-5403

В дипломном проекте предлагается установка глубинного дозатора, через который происходит обработка скважин эксплуатируемых УШГН  ингибитором Сонпар-5403. Экономический эффект обусловлен увеличением межремонтного периода работы УШГН и приростом дебита нефти. Для расчета используются фактические данные по Туймазинскому УДНГ. Проектные данные по 3 скважинам представлены в таблице 5.3

Таблица 5.3

Номер скважины	Дебит до проведения мероприятия т/сут	Дебит после проведения мероприятия т/сут
1789	2,4	3,1
131	1,9	2,5
84	2,1	2,7
Среднее	2,1	2,7

Из таблицы видно, что дебит скважин, в среднем, возрос на 0,6 т/сут.

1 Расчёт дополнительной добычи нефти

Дополнительная добыча нефти обусловлена двумя факторами: прирост дебита нефти и увеличение межремонтного периода работы скважины.

Дополнительная добыча нефти от увеличения дебита  рассчитывается по формуле

                                 D А = (q₂ – q₁) ∙ 365 ∙ К_э  -  DА_р,                                            (5.1)

где     q₁ и q₂ – среднесуточный дебит скважины по нефти до и после проведения мероприятия, т/сут.;

            К_э – коэффициент эксплуатации;

            D А_р – потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т.

                                                         ,                                                 (5.2)

                    t₁ – время проведения мероприятия, часы

Продолжительность ремонта t₁ = 56 часов.

Рассчитаем потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т.

т

DА = (2,7 – 2,1) 3 · 0,954 · 365 – 4,9 = 653 т.

Дополнительная добыча от увеличения МРП работы скважины

где Тс и Тн- межремонтный период скважины до и после установки глубинного дозатора, сут

n - количество скважин;

q - среднесуточный дебит т/сут;

t -  продолжительность одного подземного ремонта, сут

 т

Суммарная дополнительная добыча от проведения мероприятия:

 т

2 Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти

Себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия по  термоимплозии определяется на основе фактических данных Туймазинского УДНГ. Изменение себестоимости после проведения мероприятия определяется его влиянием на отдельные статьи калькуляции. Поэтому методику расчета изменения затрат рассмотрим по всем статьям калькуляции добычи нефти. В таблице 5.4 приведена калькуляция себестоимости добычи нефти и перечень условно-переменных затрат для расчетов по новой техники.