Экономическая оценка рекомендаций по снижению отказов установки штанговых глубинных насосов

ГЛАВА 3   ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ОТКАЗОВ УШГН

В  дипломной работе проведен  анализ причин отказов УШГН  на третьем  нефтепромысле НГДУ ”Речицанефть”. Во второй  главе предложены мероприятия по уменьшению числа отказов при работе УШГН. Предлагаемый комплекс мероприятий позволит сократить число отказов УШГН, а, следовательно, увеличить добычу нефти и снизить себестоимость продукции.

Расчет:

1)  Определяем предполагаемое количество отказов.

После внедрения предложенных мероприятий, а  также, проанализировав данные за период 2000-2005 гг., мы видим, что количество отказов сократилось на 10-14%.

К_о.пр. = К_о - (К_о/100) · Р                            (3.1)

где:  К_о.пр. – предполагаемое количество отказов;

        К_о – реальное количество отказов;

        Р – сокращение количество отказов в %

К_о.пред. =  70 - (70 /100) · 13 = 61 отказов

2) Время простоя скважин

 Ожидание подземного ремонта скважин (ОПРС)  составляет от 48 до 60 бригадочасов, а средняя продолжительность подземного ремонта скважин (ПРС) -  в среднем от 50 до 95 бригадочасов, тогда  время на 1 ремонт составит:

ОПРС – 2,5 суток;

ПРС –    3 ,5 суток.

Т _{простоя} = (К_о · ПР_ОПРС + К_о · ПР_ПРС)                        (3.2)

Т _{простоя  расч.} = (К_о.расч. · ПР_ОПРС + К_о.расч. · ПР_ПРС)       (3.3)

где: Т_{простоя} – время простоя скважин,

       Т_{простоя  расч.}  – расчетное время простоя скважин,      

               К_о – количество отказов, 

           К_о.расч. – расчетное количество отказов,

           ПР_ОПРС, ПР_ПРС – продолжительность 1 ремонта ОПРС и ПРС                                                       соответственно.

                               Т_{простоя} = (70 · 2,5 + 70 · 3,5) = 420 сут.,

Т_{простоя  расч.} = (61·2,5 + 61 · 3,5) = 366 сут.

3) Определяем недобор нефти

Н_н = Т_{простоя}  · q_с. · К_экс               (3.4)

Н_{н  расч.} = Т_{простоя  расч.}  · q_с · К_экс    (3.5)

где:  Н_н и Н_{н  расч.} – недобор нефти и недобор нефти расчетный,  соответственно,

 Т_{простоя}  и Т_{простоя  расч.} – время простоя скважин (базовое и расчетное соотв.),

 q_с – среднесуточный дебит нефти, q_{среднесут.} = 10,8-10,5  т/сут

 К_экс  - коэффициент эксплуатации, равный 0,95

Н_н = 420 · 10,6 · 0,95 = 4229,4 тонны,

Н_{н  расч.} = 366 · 10,6 · 0.95 = 3685,6 тонн.

4) Дополнительная добыча:

Q_{пр. доп.} = Н_н – Н_{н расч.}             (3.6)

Q_{пр. доп.} = 4229,4  - 3685,6 = 543,8 тонн

5) Предполагаемое сокращение количества отказов:

СК_о.пр. = К_о – К_о.расч.         (3.7)

где: СК_о.пр. – предполагаемое сокращение количества отказов,

        К_о – базовое количество отказов,

        К_о.расч. – расчетное количество отказов.

СК_о.пр. = 70 – 61 = 9  отказов.

6) Общие затраты на 1 ремонт:

З_ПРС = ПР · t · Сб       (3.8)

где: З_ПРС – затраты на 1 подземный ремонт,

      ПР – продолжительность 1 ремонта ПРС (сут.),

      t – время работы бригады в сутки, t = 24часов,

      Сб – стоимость 1 бригадочаса, С = 341400 рублей.

З_ПРС = 2,5 · 24 · 341400 = 20484000 рублей.

6) Суммарное сокращение затрат за счет снижения числа отказов:

З_ПРС∑ = З_ПРС · СК_о.пр.     (3.9)

где: З_ПРС∑ - суммарное сокращение затрат,

           З_ПРС – затраты на 1 ремонт ПРС,

              СК_о.пр. - предполагаемое сокращение количества отказов

З_ПРС∑ = 20484000 · 9 = 184356000 рублей.

7) Определим снижение затрат на 1 тонну нефти:

Сз = З_ПРС∑  : Q_пр.        (3.10)

где Сз – снижение затрат на 1 тонну нефти,

      З_ПРС∑ - суммарное сокращение затрат,

      Q_пр. – предположительный дебит всего фонда скважин УШГН,

                    Q_пр. = 544104 тонн.

Сз =184356000 /  544104 = 338,8 рублей.

8) Снижение себестоимости нефти:

Сн = С – Сз        (3.11)

где Сн – снижение себестоимости нефти,

С – себестоимость нефти, С = 89380 рублей (по данным на 2005 год),

      Сз – снижение затрат на 1 тонну нефти.

Сн = 89380 – 338,8 = 89041 рублей.

9) Процентное соотношение пониженной себестоимости нефти к себестоимости нефти:

%% = (Сн : С) · 100       (3.12)

%% = (89041 : 89380) · 100 = 99,6 %.

10) Процент от снижения себестоимости нефти:

% = 100% - 99,6% = 0,4 %.

После внедрения предложенных мероприятий могут быть  достигнуты такие показатели как: увеличение времени работы УШГН, увеличение добычи нефти, уменьшение времени простоя скважин. После расчета и внедрения этих мероприятий   себестоимость нефти может быть снижена на 0,4 %.

Таблица  3.1

Наименование показателя	Ед. изм.	Базовые данные (2005 г.  за 9 мес )	Предполагаемые расчетные данные
Количество отказов	ед.	70	61
Время простоя  скважин	сут.	420	366
Среднесуточный дебит	т/сут.	10,6	10,6
Недобор нефти	т.	4229,4	3685,6
Время, затрачиваемое на ПРС	сут.	3,5
Время, затрачиваемое на ОПРС	сут.	2,5
Стоимость 1 бригадочаса	руб.	341400
Затраты на 1 ремонт	руб.	20484000
Дополнительный дебит	Т.	-----------	543,8
Сокращение кол-ва отказов	ед.	-----------	9
Затраты на сокращенное кол-во отказов	руб.	-----------	184356000
Себестоимость нефти	Руб.	89380
Снижение затрат на 1т. нефти	руб./т	-----------	338,8
Процентное снижение себестоимости нефти	%	----------	0,4