Пример реферата по экономике: Перечислить и охарактеризовать основные методики определения экономической эффективности природоохранных мероприятий

Содержание

Введение…………………………………………………………………..3

1. Нормативно-правовая база и цель расчета экономической

эффективности природоохранных мероприятий………………………4

2. Основные показатели природоохранных мероприятий…………….5

Заключение……………………………………………………………….9

Список литературы………………………………………………………10

Выдержка из текста работы

Рассмотрено современное состояние нефтяной отрасли в России. Рассмотрена характеристика Тэдинского месторождения. Предложены мероприятия по оптимизации режима эксплуатации скважины. Произведен расчет экономической эффективности предложенных способов по повышению нефтеотдачи скважины.

Перечень используемых сокращений

ТЭК — топливно-энергетический комплекс

НСР — начальные суммарные ресурсы

УВ — углеводороды

МСБ — минерально-сырьевая база

ГРР — геолого-разведочные работы

НГК — нефтегазовый комплекс

КИН — коэффициент извлечения нефти

ВИНК — вертикально-интегрированные нефтяные компании

ГТУ — газо-турбинная установка

ГТЭС — газо-турбинная электростанция

ГКЗ — государственная комиссия по запасам

ГТМ — геолого-техническое мероприятие

ГСМ — горюче-смазочные материалы

ЕСН — единый социальный налог

НДПИ — налог на добычу полезного ископаемого

НКТ — насосно-компрессорная труба

АСПО — асфальтосмолопарафиновые отложения

УЭЦН — установка электрического центробежного насоса

ЦТКРС — цех текущего и капитального ремонта скважин

ГНО — газо-нефтяное оборудование

На первый взгляд проблем с ресурсной базой нефти в России нет: в результате последней переоценки (на 01.01.02) начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти возросли практически по всем регионам и акваториям России в целом на 6,43 млрд тонн (см. Рис.1.2., 1.3.).

Уровни добычи углеводородов (УВ) в любой стране определяются: (1) состоянием и возможностями наращивания минерально-сырьевой базы (МСБ) УВ, в т.ч. состоянием геолого-разведочных работ (ГРР) на нефть и газ; (2) состоянием основных фондов, научно-техническими достижениями, включая трубопроводный транспорт и переработку УВ; (3) спросом на УВ и продукты их переработки внутри страны и за рубежом, уровнем цен; (4) инвестициями в отрасль; (5) условиями недропользования, налоговым режимом и др.

Рис. 1.2 Распределение начальных ресурсов нефти, их разведанность и освоенность по основным нефтеносным регионам

Рис. 1.3 Неразведанные ресурсы нефти России и планируемые приросты запасов и локализованных ресурсов, млн т

Все проблемы и процессы, перечисленные выше, имеют в России пока неудовлетворительное состояние и негативную тенденцию развития.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли, Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудно извлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10 т/сут) составляет 55 — 60% и продолжает расти. Потенциальная добыча «новых» нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока значительно меньше, чем «старых», и освоение их будет весьма затратным.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Россия является крупнейшей сырьевой державой в мире. И следует заметить, что сырьевая направленность экономики, если разумно ее использовать, пошла многим странам (Норвегии, в частности) на пользу. В России все сложнее: экономика страны была посажена на «нефтяную иглу» в начале 70-х годов прошлого столетия с началом освоения УВ Западной Сибири.

До 1992 года, как отмечено в Рекомендациях парламентских слушаний «О стратегии развития геологической отрасли на период до 2030 г.» (19.11.09), «достижения отечественной геологии по масштабам, новаторству, научной новизне стояли в одном ряду с достижениями космической, атомной и оборонной промышленности. Минерально-сырьевая база, созданная в годы Советской власти, обеспечила России возможность выстоять в кризисные 90-е годы и высокими темпами развиваться в 2000-е годы».

Но как показали два последних года, относительному экономическому благополучию в 2000-е годы страна была обязана, прежде всего, благоприятной конъюнктуре цен на мировом рынке сырья. Случился финансовый кризис, и проблемы нефтегазового комплекса России стали вполне зримыми, хотя возникли они много раньше экономического кризиса.

После распада СССР демократические реформы перестройки резко изменили судьбу нефтегазового комплекса (НГК) России: в результате ваучерной приватизации и залоговых аукционов практически все активы НГК за бесценок были переданы возникшим вертикально-интегрированным нефтяным компаниям (ВИНК) и многочисленным частным компаниям (в т.ч. со смешанным и иностранным капиталом). В новых нефтяных компаниях сформировалась частнособственническая структура капитала, причем подавляющая часть активов принадлежит ограниченному числу владельцев. В этом принципиальная разница российских ВИНК и ведущих западных компаний.

Пока в российских компаниях заметно растет лишь доля иностранного капитала: по данным вице-премьера И. Сечина (интервью на 149-й сессии конференции министров нефти стран-членов ОПЕК в Вене), в настоящее время «в капитале российских нефтегазовых компаний доля иностранного участия достигает 25%».

Сегодня на распределенный фонд недр приходится почти 93% текущих промышленных запасов нефти и практически все разрабатываемые месторождения. Отсюда следует, что в настоящее время уровни добычи УВ, объемы инвестиций в разработку и геологоразведку практически целиком определяются вертикально-интегрированными компаниями, которые в своем большинстве заняты ускоренным получением сверхприбылей.

Для этого форсируется отработка месторождений, введенных в разработку еще в годы Советской власти. Большие депрессии на пласт (свыше 5 МПа), высокие темпы закачки и отбора флюидов приводят к нарушению сбалансированного режима коллекторов, расформированию залежей, росту обводненности продукции, снижению продуктивности скважин. В результате — растет энергоемкость и себестоимость добычи.

Все это оборачивается потерями нефти в пласте — снижением коэффициента извлечения нефти (КИН). По остаточному принципу, в первую очередь, из-за больших рисков возможных потерь, финансируется геологоразведка (в кризисном 2009 году объемы поисково-разведочного бурения, явно недостаточные ранее, сократились в среднем еще на 45%). Правительство России может управлять нефтяными компаниями лишь через законодательную базу (в том числе лицензирование), налоги, путем создания технических, технологических регламентов и нормативов.

За годы перестройки из-за резкого снижения финансирования сократились объемы ГРР и эксплуатационного бурения. В результате были ликвидированы многие геологоразведочные предприятия (экспедиции и их базы), закрыты многие заводы и институты по разработке и выпуску геолого-геофизического и горно-промыслового оборудования, утрачены профессиональные кадры.

За рассматриваемый период практически разрушена геологическая наука, без которой не может быть грамотной стратегии развития недропользования и геологоразведочных работ, тем более что исчезло бесплатное старое и не сформировано новое доступное для науки и недропользователей единое информационное пространство, консолидирующее информационные потоки различной ведомственной принадлежности

В то же время инвестиции компаний в НГК России (в т.ч. в разведку) за 2002-2006 годы составили лишь $37 млрд., в 2007 году они превысили 400 млрд. рублей, в 2008-м—достигли 480 млрд. Таким образом, за семь лет инвестиции в развитие отечественного НГК оказались лишь немного выше $70 млрд., что ниже существующего сегодня долга по взятым кредитам только «Роснефти» и «Газпрома». Начиная с 2009 года инвестиционные планы компаний корректируются в связи с финансовым кризисом в сторону сокращения, прежде всего за счет ГРР. Таким образом, энергетическая стратегия по объемам инвестиций в НГК не выполняется. Превышение доходов компаний над их инвестициями в развитие отечественной отрасли очевидно. Хроническое недофинансирование разработки и геологоразведки обернулось истощением МСБ УВ и разрабатываемых со времен СССР месторождений, что предопределило падение добычи нефти, которое фактически началось в первой половине 2008 года при высоких ценах на нефть.

Из сказанного выше становится очевидным, что в России так и не удалось сформулировать и реализовать эффективный механизм воспроизводства активов НГК.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

2.1. Общие сведения о Тэдинском месторождении

Тэдинское месторождение расположено в центральной части Большеземельской тундры и по административному делению входит в состав Ненецкого автономного округа Архангельской области. Месторождение удалено от административного центра округа — г. Нарьян-Мара, являющегося крупным речным и морским портом на Крайнем Европейском Севере, в восточном направлении на расстоянии 125 км.. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Хорейвер, расположенный в 55 км на юго-восток и пос. Харьяга, отстоящий на 70 км на юго-запад, который является подбазовым для нефтяников, ведущих промышленную разработку Харьягинского нефтяного месторождения. База и жилой поселок ЗАО “Колвагеолдобыча”, входящие в состав ОАО “Архангельскгеолдобыча”, расположены на расстоянии 5 км от пос. Харьяга.

Ближайшим разрабатывающимся нефтяным месторождением является Ардалинское, расположенное в 55 км на юго-восток и соединенное нефтегазопроводом “Ардалин — Харьяга” с крупным Харьягинским месторождением, имеющим выход на магистральный нефтепровод Возей — Усинск — Ухта — Ярославль.

В географическом отношении Тэдинское нефтяное месторождение расположено за Полярным кругом на северо-восточной окраине Восточно-Европейской равнины в центральной части Большеземельской тундры.

Климат района субарктический, суровый, с избыточным увлажнением, с прохладным дождливым коротким летом и продолжительной холодной зимой (температура в единичные дни опускается до минус 50?С). Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, средняя температура которых составляет минус 16?-20?С. Средняя температура самого теплого месяца — июля плюс 16,9?С. Среднегодовая температура воздуха не превышает минус 5?-6?С. Среднегодовое количество осадков 400-450 мм. Продолжительность отопительного периода 285 суток, а продолжительность периода с устойчивыми морозами достигает 200 суток в году.

Световой день длится 4-2 часа в зимний период (октябрь — январь — “полярная ночь”), а с февраля продолжительность светового дня увеличивается до 18 — 22 часов — “полярный день”. В феврале — марте часты пурги и метели, количество дней с которыми 8 — 10 в месяц. Метели являются одной из наиболее характерных особенностей климата района. Число дней с метелями за зиму составляет 60. Среднегодовая облачность изменяется от 6,9 до 8,1 баллов, нижняя от 3,9 до 5,2 баллов. Наибольшая повторяемость пасмурных дней отмечается летом и осенью. Большая облачность снижает поступление прямой солнечной радиации на 65-80 % от возможной и, в тоже время, увеличивает рассеянную в 1,5-2 раза.

Вопрос хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения в районе можно решить лишь благодаря запасам вод в озерах. Выполненные промеры глубин на озерах позволили подсчитать объемы воды в них, а замеры расходов ручьев, вытекающих из этих озер — возможность отбора воды без заметного снижения уровней. Привлекаемая часть объема воды в озере будет периодически возобновляться в период весеннего паводка.

Техническое водоснабжение, а возможно и питьевое, на территории в дальнейшем можно будет организовать за счет р. Урерьяхи. Несмотря на то, что на перекатах река промерзает, плессовые участки, имеющие значительные размеры, содержат в зимний период запасы пресных вод, которые могут использоваться для централизованного водоснабжения.

Для обеспечения потребностей нефтепромысла в надежном источнике энегии было принято решение о создании собственной электростанции. Энергоблоки на базе газотурбинных генераторных установок Solar Centaur С40 были выбраны в качестве базового оборудования для электростанции. ГТУ показали полное соответствие требованиям технического задания в режимах работы на газообразном (попутный нефтяной газ) и жидком (дизельное топливо) видах топлива. Общая мощность энергокомплекса составила 10,5 МВт электрической и 18 МВт тепловой энергии. Основным топливом ГТЭС выступает попутный нефтяной газ с содержанием сероводорода около 1,22 г/куб.м (0,08 % об.). Примечательно, что в проект электростанции включена система утилизации тепла, служащая для технологического процесса обезвоживания нефти. 18 МВт тепловой мощности обеспечивают подогрев и дальнейшее выделение воды из извлекаемого топлива. Нефть, подготовленная по первой группе качества (содержание воды не более 0,5% масс.), поступает на терминал «Ардалин» с ЦПС «Тэдинка» по 60-километровому трубопроводу диаметром 325 мм. В настоящее время энергоцентр введен в промышленную эксплуатацию и обеспечивает электро- и теплоснабжение технологического оборудования, а также бытовых и административных зданий нефтяного промысла.

2.2 Геология Тэдинского месторождения

В пределах Тэдинского месторождения пробуренными скважинами вскрыты отложения палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Палеозойские отложения представлены в составе девонской, каменноугольной и пермской систем. Девон сложен терригенными породами нижнего франа и карбонатными — среднего и верхнего франа и фамена; каменноугольные отложения представлены карбонатными породами — известняками и доломитами; пермь в приуральском отделе сложена карбонатными породами, а в биармийском и татарском — терригенными. Мезозой представлен триасовой, юрской и меловой системами, которые сложены терригенными породами (от глин, аргиллитов и алевролитов в триасе до песков и песчаников в мелу). Кайнозой представлен четвертичными отложениями — супесями, суглинками и глинами с включением гальки, гравия и валунов.

В результате проведенных геологоразведочных работ в разрезе месторождения выявлено 7 нефтяных залежей, шесть из которых приурочены к нижнефаменскому рифогенному массиву, четыре из них приурочены к кровле массива (залежи пластов D3fm-III Западного купола, D3fm-III Центрального купола, D3fm-III Южного купола и D3fm-III Северного купола Восточного блока) и две — в его средней части (залежи пластов D3fm-II и D3fm-I Южного купола Восточного блока). В толще облекания рифогенного массива на Южном куполе Восточного блока открыта залежь пласта D3fm.

Скважиной «первооткрывательницей» месторождения явилась скв. 1, открывшая в июне 1989 г. залежь пласта D3fm-III на Западном куполе, где при испытании интервала 3201-3212 м в эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 225 м3/сут через 7 мм штуцер.

Общая толщина карбонатного массива пласта D3fm-III изменяется от 79,3 м (Западный купол) до 53,2 м (Южный купол Восточного блока); общая толщина карбонатного массива пласта D3fm-III Северного купола составляет 26,3 м; общая толщина карбонатного массива пласта D3fm изменяется от 1,4 до 3,8 м, общая толщина карбонатного массива пласта D3fm-II изменяется от 1,8 до 14,4 м; общая толщина карбонатного массива пласта D3fm-I составляет 22,1 м .

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта D3fm-III изменяются от 62,8 м (Западный купол) до 27,8 м (Южный купол Восточного блока) (скв. 42). В пределах Северного купола Восточного блока эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 14,6 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта D3fm изменяются от 1,4 м до 2,8 м, пласта D3fm-II — от 1,4 м до 14,2 м, эффективные нефтенасыщенные толщины пласта D3fm-I составляют 18,4 м. Толщина отдельных проницаемых прослоев по пласту D3fm-III Западного купола изменяется от 0,8 м до 43,4 м, Центрального купола от 0,8 м до 25,2 м, Южного купола Восточного блока от 0,8 м до 24,4 м. Толща непроницаемых прослоев по пласту D3fm-III Западного купола изменяется от 0,8 м до 8,4 м, Центрального купола — от 0,8 м до 5,0 м, Южного купола Восточного блока — от 0,8 м до 6,0 м.

2.3 Запасы нефти на Тэдинском месторождении

В июле 1994 года ГКЗ РФ были утверждены подсчетные параметры, балансовые и извлекаемые запасы нефти, растворенного газа, серы и целевых компонентов по Тэдинскому месторождению (протокол № 266 ДСП от 22.07.1994 г.).

По месторождению суммарные балансовые запасы нефти оценены в 42140 тыс. т, извлекаемые — в 17443 тыс. т; растворенного газа: балансовые — в 2227 млн. м3, извлекаемые — в 942,5 млн. м3, в т.ч. по категории С1: балансовые запасы составляют 42030 тыс.т нефти, растворенного газа — 2221 млн. м3, извлекаемые нефти — 17433 тыс.т, растворенного газа — 942 млн.м3; категории С2: балансовые запасы нефти составляют 110 тыс.т, растворенного газа — 6 млн.м3, извлекаемые запасы нефти — 10 тыс.т и растворенного газа — 0, 5 млн.м3.

За прошедшие десять лет пробурены новые скважины и проведены сейсмические исследования (переобработка 2D, 3D) получены первые результаты разработки месторождения. С учётом новых данных в 2003 году выполнен пересчёт запасов (протокол ЦКЗ №173 (м) от 02.04.2004г.)

В результате анализа подсчетного плана по залежи D3fm-III установлено существенное уточнение структуры запасов продуктивного пласта. Из четырёх брахиантиклинальных куполов остались два объекта подсчёта: Западный купол, Центральный + Восточный купол (Н — образная структура).

В результате значительного увеличения, главным образом, площади нефтеносности залежи в пласте D3fm-III, начальные балансовые запасы нефти по категории С1 увеличились с 42030 до 43959 тыс. т, извлекаемые — с 17433 тыс.т. до 17926 тыс. т..

2.4 Основные показатели разработки Тэдинского месторождения

Характеристика основных показателей разработки Тэдинского месторождения с 2002 года ввода в эксплуатацию по 2009 год приведена в таблице 2.1.

На рисунке 2.1. представлена динамика добычи нефти на Тэдинском месторождении:

Рис. 2.1 Динамика добычи нефти на Тэдинском месторождении

Таблица 2.1

Основные показатели разработки Тэдинского месторождения

Год	Действующий фонд добывающих скважин	Дебит жидкости среднесуточный, м3/сут	Дебит нефти среднесуточный, т/сут	Добыча жидкости, м3	Добыча жидкости, т	Добыча нефти, т	Обводненность, %
2002	8	96,5	81,0	203304	173352	172914	0,1
2003	13	118,4	97,9	432282	383788	356963	6,8
2004	19	145,1	124,1	726067	659368	621187	5,8
2005	28	147,2	107,6	1216376	1145040	881643	22,1
2006	35	157,3	93,8	1747526	1718723	1036554	39,2
2007	43	172,1	80,6	2356492	2386487	1098882	53,7
2008	49	180,8	65,2	2904523	3020468	1042410	65,2

3.1 Основные сведения о предприятии ООО «Лукойл-Север» и его производстве

Деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Север» началась 30 ноября 1999 году. С 1999 года по 2004 общество занималось обустройством месторождений и прокладкой межпромысловых трубопроводов, а также отсыпкой подъездных дорог и площадок на месторождениях. Для реализации производственных задач общество создало собственную производственную базу. Помимо этого общество вело гражданское строительство.

В результате реорганизации дочерних структур ОАО «ЛУКОЙЛ» общество прекратило деятельность по обустройству месторождений и производству строительных работ, передав эти функции подрядным организациям.

В 2005 году в связи с созданием совместного предприятия, головной компанией совместно с КонокоФиллипс было принято решение реорганизовать ООО «Лукойл-Север». ООО «Лукойл-Север» и ООО «Заполярнефть» будут представлять нефтяной блок, к которому отойдут активы: Тэдинское, Инзырейское и Сарутаюское месторождение. Дочернее предприятие ООО «Лукойл-Севера» — «Варандейский терминал» выделен как проект, предполагающий привлечение больших инвестиций по расширению пропускных возможностей БРП.

ООО «Лукойл-Север» не имело лицензий на разработку месторождений, а осуществляло деятельность (с февраля 2005 года):

1) по предоставлению услуг по 3 агентским договорам, по которым агент (ООО «Лукойл-Север») по поручению принципала (владельца лицензий ОАО «Архангельскгеолдобыча» (инзырейское месторождение), ООО «Бовэл» (Тединское месторождение) и ООО «ДанаоИнжиниринг» (Восточно-Сарутаюское месторождение)) за вознаграждение обязуется совершать от своего имени, но за счет принципала юридические и иные действия, включая следующие:

Выполнение всех видов работ, связанных с осуществлением нефтяных операций в пределах лицензионного участка , включая

— добычу углеводородов,

— геологические, геофизические и геохимические исследования и анализы,

— выполнение пректно-изыскательских и научно-исследовательских работ (в т.ч. авторский надзор),

— эксплуатационное и разведочное бурение,

— подземный и капитальный ремонт скважин,

— капитальный и текущий ремонт оборудования, зданий и сооружений,

— комплексное обустройство месторождения,

— строительство нефтепроводов и объектов подготовки нефти,

— содержания автомобильных дорог,

Дополнительные услуги не указанные в договоре осуществляются с письменного согласия Принципала. Агент и Принципал при исполнении договора должны учитывать в своих договорных отношениях стандарты и требования ОАО «ЛУКОЙЛ» к выполняемым работам.

2) предоставление услуг по договорам комиссии, по которым комиссионер (Лукол-Север) обязуется по поручению Комитента (ОАО «Архангельскгеолдобыча», ООО «Бовэл» и ООО «ДанаоИнжиниринг») и за вознаграждение совершать от своего имени и за счет комитента сделки по реализации нефти комитента на внешнем и внутреннем рынке. При этом действует также договор субкомиссии. На данный момент нефть реализуется только на внутреннем рынке.

3) предоставление в аренду техники

4) гостиничный бизнес

В 2008 году в ООО «Лукойл-Север» влились общества, которым предприятие оказывало услуги по агентскому договору и Лукойл-Север стало добывающей компанией, так как стало владельцем лицензий на разработку и разведку месторождений.

Это лицезии на разработку следующих месторождений:

— Инзырейское (АГД-добыча)

— Тэдинское (ООО «Бовэл»)

— Восточно-Сарутаюское, Ольгинская (ООО «ДанаоИнжиниринг»)

— Песчаноозерское

В структуре запасов ООО «ЛУКОЙЛ-Север» наибольший удельный вес занимают Тэдинское и Инзырейское месторождение и являются наиболее перспективными, так как имеют значительную долю экономически рентабельных остаточных извлекаемых запасов.

Площадки обустройства скважин в должной мере оборудованы местными подъездными дорогами, обеспечивающими доступ к большинству объектов.

В период межсезонья до большинства объектов ООО «ЛУКОЙЛ-Север» можно добраться только вертолетом. Вертолеты регулярно совершают пассажирские и грузовые рейсы на месторождения. В зимний период сообщение между производственными объектами и ближайшими населенными пунктами обеспечивается по «зимникам». Доставка грузов осуществляется после промерзания тундры вездеходным гусеничным транспортом.

Установленные на предприятии инженерные коммуникации, механическое и электрическое оборудование произведены и смонтированы признанными зарубежными и российскими производителями в соответствующих отраслях.

На предприятии ООО «ЛУКОЙЛ-Север» имеется собственная служба технического обслуживания и контроля состояния оборудования. При необходимости также привлекаются специализированные подрядные организации. Работа по техническому обслуживанию, освидетельствованию и контролю состояния оборудования хорошо отлажена, причем особое внимание уделяется превентивным мероприятиям по недопущению поломок. Техническое обслуживание оборудования производится через определенные интервалы времени, в соответствии с утвержденным руководством графикам и осмотров и планово-предупредительных ремонтов. Состояние оборудования оценивается как хорошее.

Далее представлен краткий анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

По данным табл. 3.1. (см. Приложение №1) в анализируемый период объем добычи нефти в текущем (2008) году увеличился на 27,09% , что составляет 313,54 тыс.тонн по сравнению с 2007 годом.

Отклонение от плана на 2008 год составило 127,07 тыс.т., что составило 7,95%. Невыполнение плана по добыче связано с не достижением входной добычи нефти 2008 года, а также с превышением потерь по месторождению.

Среднесуточный дебит 1 нефтяной скважины уменьшился на 15,83 тн/сут., что на 18,9% меньше чем в 2007 году. Ввод новых добывающих скважин увеличился на 15,63%. Эксплуатационный фонд добывающих скважин увеличился на 10 скважин по сравнению с 2007 годом и составил 74 скважины.

Среднесписочная численность работников фактическая по сравнению с планом возросла на 162 человека, в связи с увеличением численности по службе заместителя генерального директора по капитальному строительству и созданием участка КРС. Фонд оплаты труда в 2008 году по сравнению с 2007 годом увеличился на 49,78% и составил 289 712,20 тыс. руб., что на 45 874,00 тыс.руб. меньше плана, по причине проведенной индексации с июня месяце, а планировали с января 2007 года. Производственная себестоимость увеличилась на 78,68% и фактически составила в 2008 году 8 959 647,64 тыс. руб.

3.2 Анализ выполнения плана по добыче

По данным табл. 3.2. и рис. 3.1. видно, что основная часть добычи нефти приходится на Тэдинское и Инзырейское месторождения. Удельный вес этих месторождений в общем объёме добытой нефти составляет соответственно 70,88 % и 27,92%.

Таблица 3.2 Состояние разработки месторождений ООО «Лукойл-Север» за 2008 год (тыс.т.)

Месторождения	План на 2008 г.	Факт на 2008 г.		%
Тэдинское	1122,171	1042,41	-79,761	70,88
Инзырейское	453,843	410,581	-43,262	27,92
Восточно-Сарутаюское	19,5	17,719	-1,781	1,2
Ольгинское	2,3	0	-2,3	—
ООО «ЛУКОЙЛ-Север»	1597,814	1470,741	-127,073	100

Рис. 3.1 Распределение объемов добычи нефти по месторождениям Тэдинское месторождение

Добыча нефти за 2008 год составила 1042,410 тыс.т. при плане 1122,171 тыс.т. (отклонение от плана -79,761 тыс.т.) и уменьшилась по сравнению с 2007 годом на 56,472 тыс.т., добыча жидкости составила 3020,468 тыс.т. и увеличилась по сравнению с 2007 годом на 633,981 тыс.т. Обводненность добываемой продукции увеличилась с 58,68 % до 70,35 %.

Невыполнение плана по добыче связано с не достижением входной добычи нефти 2008 года (- 292 т/сут.), а также с превышением потерь по месторождению. Таким образом, при плане 1122,171 т.т. недоборы из-за не достижения входной добычи составили 79,761 т.т. нефти.

Потери из-за обводнения составляют 174 т.т. при плане 49 т.т. (планируемая обводненность — 60,2%, фактическая на конец декабря составила — 70,35%).

За 2008 год по месторождению проведено 36 ГТМ при плане 20 ГТМ, дополнительная добыча за счет ГТМ составила 158,667 тыс.т. при плане 125, 211 тыс.т. (+ к плану 33,456 тыс.т.).

Действующий добывающий фонд на конец 2008 года составил 49 скважин и по сравнению с 2007 годом увеличился на 6 скважин (ввод в эксплуатацию скв.№№ 120Г, 153Г, 144Г, 134, 146Г, 154).

3.3 Анализ себестоимости добычи нефти

Одним из основных показателей, характеризующих деятельность предприятия является себестоимость продукции, ее динамика, отклонение фактической себестоимости от плановой. Себестоимость отражает величину затрат на производство и реализацию продукции. Изменение себестоимости является одним из главных факторов, влияющих на изменение прибыли, поэтому важное значение принимают анализ и планирование себестоимости выпускаемой продукции.

В табл. 3.3 представлена себестоимость добычи за 2007-2008 год.

Как видно из таблицы себестоимость 1 т товарной нефти превысила плановую на 1,7%.

Анализ затрат на производство продукции по статьям расхода

Анализ себестоимости товарной продукции по статьям расхода является одним из важнейших вопросов аналитической работы.

Целью данного анализа является оценка соблюдения плана по статьям затрат. Он дает возможность установить, по каким статьям перерасход, что дает возможность определить резервы снижения себестоимости на предприятии.

В таблице 3.4. представлен анализ себестоимости по статьям затрат.

Таблица 3.3 Себестоимость добычи 2007-2008 год

Статьи затрат	Ед. изм.	2007 год	ИТОГО за 2008 год	%
		Факт	План	Факт	От плана	От факта 2007г.
Себестоимость
Производственная себестоимость товарной продукции, в т.ч.	тыс.руб.	5014340	7947624,3	7436017,6	93,6	148,30
— нефть	тыс.руб.	5014340	7947624,3	7426115,6	93,4	148,10
— газ попутный	тыс.руб.	—	—	9 902,0	—	—
— газ природный	тыс.руб.	—	—	—	—
Себестоимость
— 1 тонны товарной нефти	руб./т	4369	5 015,6	5 098,3	101,7	116,69
— 1 тыс.м3 попутного газа	руб/тм3	—	—	—	—	—
— 1 тыс.м3 природного газа	руб/тм3	—	—	—	—	—

Таблица 3.4 Анализ себестоимости по статьям затрат

Элементы затрат	2008 год	Отклонения
	План	Факт	От плана
Себестоимость проданных товаров, продукции, работ и услуг	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	%
Материальные расходы В т.ч.: ГСМ, з/части, ТЗР	999,52	1040,45	40,94	104,1
Работы и услуги производственного характера	631,00	609,19	-21,81	96,5
Содержание и эксплуатация фондов природоохранного назначения, затраты на природоохранные мероприятия	6,05	5,04	-1,01	83,3
Расходы на оплату труда	218,70	194,75	-23,94	89,0
Амортизация	1239,00	1387,30	148,30	112,0
Налоги	5487,51	4851,75	-635,76	88,4
Прочие расходы	338,03	437,33	99,30	129,4
Страховые платежи	16,32	7,28	-9,04	44,6
Расходы на ремонт основных фондов	109,13	99,83	-9,31	91,5
Расходы на освоение природных ресурсов	15,76	16,78	1,02	106,5
Арендные платежи	26,22	131,35	105,13	501,0
Другие затраты	167,78	178,60	10,82	106,4
Итого производственная себестоимость	9255,02	8959,65	-295,37	96,8

Из приведенных в таблице данных видно что фактическая себестоимость продукции ниже плановой на 295,37 млн. руб. Изменение фактической себестоимости произошло за счет следующих статей:

1. Статья «Работы и услуги производственного характера»: Отклонение факта от плана 2008 года в сумме — 21,81 млн.руб. это связано с отсутствием с 01.04.08 договора с ООО «ПечорНИПИнефть» на выполнение работ по гидродинамическим исследованиям скважин, а также физико-химическим исследованиям, с увеличением объема оказанных услуг по заявкам ООО «ЛУКОЙЛ-Север», с не выполнением подрядчиком (ООО «ЛУКОЙЛ-Информ») обязательств по обеспечению заказчика материалами по сверхсметному содержанию, с проведением дополнительных работ по абразивной зачистке поверхности РВС перед проведением обследования.

2. Сокращение затрат на содержание и эксплуатацию фондов природоохранного назначения составило 1,01 млн.руб с 6,05 млн. руб. до 5,04 млн. руб.

3. Основная часть затрат на оплату труда работникам ООО «ЛУКОЙЛ-Север» сократились на 23,94 млн. руб. Экономия связана с экономией численности по производственному персоналу, меньшим уровнем северной надбавки (65% при плане 80%), а также отсутствием доплат за вредные условия труда.

4. По статье «Налоги» снижение на 635,76 млн. руб. Налоги (ЕСН, НДПИ, транспортный налог и др.) в общей структуре затрат по своей величине занимают первое место и составляют — 4851,75 млн. руб. фактически выплаченных налогов.

5. Страховые платежи снизились на 9,04 млн. руб. с 16,32 млн. руб. до 7,28 млн. руб.

6. Расходы на ремонт основных фондов: план за 2008 год составил 109,13 млн.руб., факт за 2008 год 99,83 млн.руб. Экономия в сумме 9,31 млн.руб. обусловлена следующими причинами:

-снижение стоимости бригада-часа (план 10 140,78 руб/ч, факт 6 401,96 руб/ч) одновременно с ростом количества ремонтов (план 22 ремонта, факт 24 ремонта);

-экономия по капитальному ремонту нефтепромыслового оборудования в сумме (затраты передаются от ППО «ЛУКОЙЛ-Усинсксервис»);

-экономия по капитальному ремонту прочих объектов связана с тем, что работы по ремонту станции водоочистки КОС-3Д Тэдинского м/р проведены в составе договора на сервисное обслуживание с ООО «Рамбус», проведено обслуживание всего парка водоподготовки. На сегодняшний день все установки работоспособны.

Перерасход затрат фактических по сравнению с плановыми произошел по статьям:

-материальные расходы на 40,94 млн. руб. с 999,52 млн. руб. до 1040,45 млн. руб.;

-увеличились затраты на амортизацию на 148,3 млн. руб. Перерасход в сумме 148,30 млн. руб. связан с доначислением в 3-4 кварталах 2008 года в бухгалтерском учете амортизационных отчислений за первое полугодие по объектам, фактически введенным в эксплуатацию в 2007 году, но зарегистрированным во 2-м полугодии 2008 года;

-увеличились затраты на арендные платежи 105,13 млн. руб. с 26,22 млн. руб. до 131,35 млн. руб., данный перерасход связан с увеличением стоимости арендуемого имущества;

-увеличились затраты на прочие расходы на 99,30 млн. руб. с 338,03 млн. руб. до 437,33 млн. руб.

— перерасход произошел по другим затратам на 10,82 млн. руб. 167,78 млн. руб. до 178,60 млн. руб.

Он обусловлен дополнительными расходами на проведение обучения производственного персонала по программе «Обращение с опасными отходами на предприятии», дополнительными расходами на содержание пожарной охраны на Тобойском м/р в 4 квартале 2008 года.

нефть тэдинский месторождение диспергатор

4.1 Мероприятие 1: применение диспергатора парафиновых и асфальтеновых отложений для нефтяных месторождений для повышения эффективности добычи нефти

Современное состояние технологии и техники добычи нефти требует новых решений, позволяющих без существенных затрат совершенствовать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации обводненных скважин.

Одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование твердых отложений неорганических солей, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), высоковязких эмульсий в призабойной зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Это приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Внедрение в практику нефтегазодобывающих предприятий химических реагентов существенно повышает эффективность добычи нефти. При этом огромное значение имеет место введения и равномерная (оптимальная) дозировка реагента.

4.1.1 Общая характеристика асфальтосмолопарафиновых отложений

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах в процессе добычи нефти, понимают сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит целая гамма веществ.

В первую очередь это — собственно парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130, а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти.

Общепринятая по ГОСТ 863-97 технологическая классификация делит нефти по содержанию парафина на следующие виды:

— малопарафиновые менее 1,5 % (по массе);

— парафиновые от 1,5 до 6 % (по массе);

— высокопарафиновые более 6,0 % (по массе).

При этом следует сказать, что наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых им.

Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. Нефти одного и того же района содержат тем меньше парафина, чем больше в них смолистых веществ. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания. Температура плавления твердых парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса. Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м3, а в расплавленном — от 777 до 790 кг/м3. Растворимость парафина в органических жидкостях велика, падает с увеличением молярной массы и растет с повышением температуры.

В химическом отношении парафины различаются стойкостью по отношению к разным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин не только при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная и соляная кислоты, а также щелочи инертны в отношении парафина.

Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные парафины от С37Н74доС53Н108, называемые церезинами, отличаются по своим свойствам от обычных парафинов — имеют более высокую температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и плотностью.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. По классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного и того же месторождения.

Таким образом, состав АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. В табл. 4.1. приведен физико-химический состав нефти Тэдинского месторождения.

Основными компонентами отложений являются смолы, содержание которых изменяется от 15 до 28 % (по массе), и асфальтены — от 3 до 14 % (по массе). Температура застывания составляет 10-14 ?С.

Таблица 4.1

Физико-химический состав нефти Тэдинского месторождения

Место отбора нефти	Плотность, г/см3	Вязкость, Пас	Содержание, %	Температура застывания, 0С
			Парафины	Смолы	Асфальтены
Восточный блок. Южный купол, залежь D3fm- III, скв.40	0,935	0,138	2,97	18,61	13,2	11
Центральный купол, залежь D3fm- III, скв.41	0,901	0,07	5,08	27,35	8,23	10
Западный купол, залежь D3fm- III, скв.132	0,894	0,03	5,14	15,03	3,27	14

4.1.2 Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (см. рис. 4.1.).

Рис. 4.1 Классификация методов борьбы с АСПО

4.1.3 Борьба с АСПО на месторождениях ООО «Лукойл-Север»

Для борьбы с АСПО на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Север» применяются методы:

— механический (спуск скребка);

— тепловой (обработка скважины горячей нефтью или водой).

Следует отметить, что перечисленные методы борьбы с АСПО используются весьма интенсивно, так количество обработок горячей нефтью 1 скважины доходит до 6 раз в месяц, количество скребкований- до 6 раз в сутки. Однако, зафиксированы случаи образования глубоких пробок в НКТ, в 2 случаях это привело к дорогостоящему текущему ремонту силами цеха текущего и капитального ремонта скважин. Также периодически возникают аварийные ситуации при скребковании скважин: обрывы, подбросы и полеты скребков.

Несмотря на то, что применяемые методы борьбы с АСПО являются весьма эффективными, все же они имеют ряд недостатков:

1. значительные затраты,

2. возникновение осложнений на обрабатываемых скважинах в виде обрывов скребка с проволокой и возникновение глухих пробок в НКТ. Это приводит к дорогостоящему текущему ремонту скважин, простою и как следствие, возникновению убытков за недобытую нефть.

4.1.4 Диспергатор парафиновых и асфальтеновых отложений «КОЛТЕК ДН 3130» для нефтяных месторождений

Наиболее широко используемое в настоящее время направление по предотвращению образования асфальтосмолопарафиновых отложений базируется на исследованиях, в результате которых было установлено: дозирование в нефть или нефтяную эмульсию химических соединений, обладающих определенными свойствами, уменьшает, а иногда и полностью предотвращает образование отложений.

В основе действия реагентов ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и твердой поверхностью.

По этому признаку ингибиторы подразделяются на: смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Механизм действия смачивающих агентов сводится к образованию на поверхности металла труб гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам и создающей условия для их выноса потоком жидкости. Условием эффективного применения агентов этой группы является отсутствие каких-либо отложений на трубах перед использованием ингибиторов.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Диспергаторы — химреагенты, обеспечивающие повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляющие процессы кристаллизации парафина. В результате время пребывания парафина во взвешенном состоянии в потоке и вероятность его подъема потоком жидкости увеличиваются.

В последние годы, благодаря усилию ученых многих исследовательских центров и промысловых инженеров, создан целый ряд химических веществ — ингибиторов парафина, которые применяются с различной степенью эффективности.

Одним из них является «КОЛТЕК ДН 3130» — представляет собой специально подобранную комбинацию поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе и предназначен для эффективного удаления существующих парафиновых отложений и контроля за их образованием при добыче нефти и газа.

Диспергатор «КОЛТЕК ДН 3130» проникает в парафиновые и асфальтеновые отложения, растворяет и удаляет их из системы. Такое проникновение эффективно улучшает растворимость тяжелых молекул парафина в углеводородном потоке. По мере очищения системы от отложений, диспергатор «КОЛТЕК ДН 3130» оставляет за собой тонкую пленку на поверхности металла. Образующаяся пленка отталкивает парафин или смоченные нефтью, твердые частицы, поддерживая таким образом, систему чистой. Регулярное применение «КОЛТЕК ДН 3130» уменьшает образование парафиновых пробок и значительно повышает добычу нефти и газа. В отличие от других диспергаторов парафина, «КОЛТЕК ДН 3130» является малоопасным веществом по воздействию на организм человека.

«КОЛТЕК ДН 3130» сводит до минимума эксплуатационные сложности, возникающие в результате аккумуляции парафина, который образуется в скважинах, технологических трубопроводах, резервуарах, в соединениях буровых штанг и ограничивает прохождение потоков. Правильное применение «КОЛТЕК ДН 3130» повышает производительность процесса добычи нефти и газа, продлевает эксплуатационный период оборудования, значительно снижает эксплуатационные расходы и уменьшает простои, значительно повышает эффективность термообработки, а в некоторых случаях полностью ее исключает.

«КОЛТЕК ДН 3130» успешно применяется для устранения и регулирования парафиновых отложений в резервуарах, в оборудовании в забоях скважин, в выкидных линиях, для очистки наземного оборудования и трубопроводов. «КОЛТЕК ДН 3130» применяется при закачке в скважину под давлением, для очистки насосно-компрессорных труб, выкидных линий, резервуаров и трубопроводов. При этом могут применяться различные способы ввода реагента: порционный, связанный с циркуляцией смеси, непрерывный (постоянная подача), отмачивание.

Данное вещество может применяться без дополнительной подготовки или может быть предварительно смешано с органическими растворителями, как на пример, дизельное топливо, керосин или даже сырая нефть. Необходимо соблюдать дополнительную предосторожность при смешивании «КОЛТЕК ДН 3130» с органическими растворителями.

Эффективность применения химических реагентов зависит от получения оптимальной концентрации в зонах проявления осложнений. Чтобы добиться этого, необходимо иметь комплекс оборудования, позволяющий:

— Хранить необходимое время и поддерживать работоспособность реагентов (температурный режим, перемешивания, учет расхода);

— Дозировать с максимальной точностью;

— Транспортировать реагент в заданную точку скважины или трубопроводной системы.

Одним из них является комплекс оборудования для дозированной подачи химического реагента в трубопроводы, нефте и газодобывающие скважины в промысловых условиях, «Оборудования для дозированной подачи химического реагента», выпускаемого по ТУ 3667-005-50265270-03, предприятием ООО «Синергия-Лидер» (табл. 4.2.)

Подача реагента может производиться на любой уровень скважины посредством скважинного трубопровода, что помогает добиться максимального эффекта применения реагентов благодаря подаче именно в место образования отложений. ОПР позволяет производить подачу в зону перфорации, на прием глубинного насоса, в затрубное пространство скважины, а также в системы сбора и подготовки нефти. Данным оборудованием можно оснастить любую скважину, независимо от ее назначения, а также использовать хим. реагенты с разными физико-химическими свойствами, так как в изготовлении технологического оборудования (емкости, трубопроводы) применяются материалы химически стойкие к реагентам.

Таблица 4.2 Основные технические характеристики

Параметр, характеристика	Значение параметра, тип оборудования	Примечание
Тип применяемого дозатора (Д)	ДП	С различным выходным давлением и подачей (производительностью)
Давление на выходе Д, (Рвых), МПа (кгс/см2)	6,3(63); 16(160); 25(250); 40(400)	В зависимости от типа и исполнения Д
Подача одного Д (Q),л/час	0,05?40
Число устанавливаемых Д, шт.	1;2;3.	4;6 шт. по спец. заказу
Тип применяемого циркуляционного насоса	НМШ
Кол-во секций в баке, шт.	1;2;3
Объем одной секции бака, м3	1,0; 1,5; 2,5; 3; 6
Температура подогрева реагента, не более 0С	70
Потребляемая мощность, кВт, не более	15	Переменный ток, U=380/220В,f=50Гц.
Масса БПР (без реагента), кг.	1800?3300	В зависимости от исп. БПР

4.2 Мероприятие 2: борьба с механическими примесями в добывающих скважинах

Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.

Однако влияние их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов, вначале уменьшая, а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются наиболее опасными для УЭЦН, так как по сравнению с отложениями другого типа вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и, как следствие, преждевременный выход из строя установки, а в некоторых случаях — падение установки на забой.

По состоянию на 01.03.2006 в фонде ООО «ЛУКОЙЛ-Север» выявлена 1 скважина (скв. №41 нефтепромысла №2 Тэдинского месторождения) с наличием механических примесей в продукции. Рассмотрим краткую историю эксплуатации 41 скважины:

Начало бурения 26.05.1989 г.

Конец бурения 27.11.1989 г.

Введена в эксплуатацию 22.06.2002 г.

Скважина переведена на механизированный способ добычи 09.03.2005 г. УЭЦН-225ЭЦНАК5-125-1600 производство завода АЛНАС установка имеет следующие характеристики:

— конструктивное исполнение: узел пяты имеет шайбы из керамики, рабочие колеса двухопорной конструкции, в составе насоса отдельно вынесен выходной модуль имеющий соединение «фланец-корпус», в головках секций запрессован дополнительный подшипник;

— насос выполнен в коррозионностойком исполнении;

— габаритная группа 5 (минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны — 123,7 мм);

— номинальная производительность 125 м?/сут;

— номинальный развиваемый напор насоса 1600м.

После вывода скважины на режим параметры ее работы составили:

Дебит 160,4 т/сут., Нд=400 м, 3,9% воды, I=25 А, U-380 В (по состоянию на 01.04.2005). С апреля по май 2005 года установка работала в пределах своей рабочей зоны или с небольшим превышением в правую сторону, что соответствовало регламенту ее эксплуатации. Скребок ходил свободно без посадок и заклиниваний. Регулярный отбор проб на содержание механических примесей показывал от 50 до 150 мг/дм3.

Начиная с 05.06.2005 г. началось падение дебита скважины.

01.07.2005 произошел отказ установки, наработка по ней составила 114 сут (установка не отработала гарантийный период 350 сут.). При демонтаже установки на устье было выявлено тугое вращение нижней секции насоса, разбор установки в ППО «ЛУКОЙЛ-УСИНСКСЕРВИС» показал наличие большого количества механических примесей в нижней секции (рабочие колёса практически полностью забиты механическими примесями, что делало невозможным развитие номинальной подачи и напора насоса).

Решением этой задачи может стать применение щелевых фильтров, устанавливаемых на газовом и нефтяном оборудовании (ГНО).

4.2.1 Характеристика щелевых решеток

Щелевые решётки конструктивно представляют собой сетчатую конструкцию из высокоточных проволочных элементов в виде проката V-образного профиля и поперечных несущих элементов в виде стержней (брусьев) соответствующего профиля. Несущие элементы и проволочные элементы V-образного профиля в точках сопряжения соединены сваркой.

Таким образом, V-образные профили создают гладкую поверхность с профильными щелями строгого определённого размера (начиная с величины 30 мкм) с жестким допуском на этот размер, а опорные элементы образуют силовой (несущий) каркас щелевой решетки.

Решётки могут быть изготовлены с шириной щели от 0,03 мм до 12,5 мм

Щелевые решетки могут быть плоскими, цилиндрическими, а также иметь специальную форму.

Для обеспечения необходимого характера и направления потока среды относительно V-образных профилей возможны следующие варианты исполнения цилиндрических щелевых решеток

Рис. 4.2 Нормальная решетка с наружными радиально-кольцевыми щелями

Рис. 4.3 Обратная решетка с внутренними радиально-кольцевыми щелями

Рис. 4.4 Нормальная решетка с внутренними радиально-кольцевыми щелями

Рис. 4.5 Обратная решетка с внутренними аксиальными щелями

Рис. 4.6 Нормальная решетка с внутренними аксиальными щелями

Рис. 4.7 Нормальная решетка с наружными аксиальными щелями

Материалы используемые при изготовление щелевых решеток:

— Нержавеющие стали 304/1.4301, 316171/4401;

— сплавы 904L/1.4539/URANUS B6;

— HASTELLOY C276;

— INCONEL 600 и 800 серий;

— TITANUM T400;

Данные щелевые фильтры широко применяются при эксплуатации скважин осложненного фонда. После подъема ГНО оборудованного фильтром-насадкой из скважин отсутствуют отложения механических примесей, что значительно увеличивает наработку оборудования на отказ.

Механические примеси не проходят через фильтр, накапливаются на его поверхности и спадают в зумпф скважины.

Щелевые фильтры выбираются в зависимости от размера и формы механических примесей.

Далее следует экономическое обоснование рассмотренных мероприятий.

5.1 Простые методы технико-экономической оценки предлагаемых мероприятий

Простые методы оценки инвестиций относятся к числу наиболее старых и широко использовались еще до того, как концепция дисконтирования денежных потоков приобрела всеобщее признание в качестве способа получения самой точной оценки приемлемости инвестиций. Однако и по сей день эти методы остаются в арсенале разработчиков и аналитиков инвестиционных проектов. Причиной тому — возможность получения с помощью такого рода методов некоторой дополнительной информации. А это никогда не вредно при оценке инвестиционных проектов, так как позволяет снижать риск неудачного вложения денежных средств.

Одним из таких методов является простой срок окупаемости инвестиций — продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Начальным моментом обычно является начало первого шага или начало операционной деятельности. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого кумулятивные текущие чистые денежные поступления (Пч — чистая прибыль) становятся и в дальнейшем остаются неотрицательными.

Метод расчета срока окупаемости инвестиций состоит в определении того срока, который понадобится для возмещения суммы всех затрат на данное мероприятие. Если сформулировать суть этого метода более точно, то он предполагает вычисление того периода, за который кумулятивная сумма (сумма нарастающим итогом) денежных поступлений сравнивается с суммой всех вложений.

Формула расчета срока окупаемости имеет вид

(5.1)

где — срок окупаемости инвестиций, лет; — капитальные вложения во внедряемые мероприятия или организационно-технические затраты на мероприятие, руб.; — чистая прибыль, полученная от внедрения мероприятия, руб./год.

Простой срок окупаемости является широко используемым показателем для оценки того, возместятся ли первоначальные инвестиции в течение срока их экономического жизненного цикла инвестиционного проекта.

5.2 Экономическое обоснование применения диспергатора парафиновых и асфальтеновых отложений для нефтяных месторождений

Для того чтобы просчитать экономический эффект от применения диспергатора парафиновых и асфальтеновых отложений для нефтяных и газовых месторождений, расчет будем вести за период времени равный одному году. На первом этапе внедрение данного метода предлагается осуществить на скв. № 103 Тэдинского месторождения, т.к. она является одной из наиболее осложненных АСПО скважин.

Для расчета экономической эффективности проектируемого мероприятия определим капитальные вложения и затраты фактически применяемого и внедряемого мероприятий.

5.2.1 Капитальные вложения и текущие затраты фактически применяемых методов по борьбе с АСПО на скв. 103 Тэдинского месторождения

1. Стоимость оборудования для борьбы с АСПО (см. табл. 5.1.).

В состав оборудования для борьбы с АСПО входят:

— лебедка МДС-010 со станцией управления СУЛС-10, стоимость которых составляет 141600 руб.;

— скребок, стоимость которого 15340 руб.;

— датчики положения уровня ДВПС-03, стоимость 13216 руб.

Таким образом, общая стоимость фактически применяемого оборудования:

Стоимость = 141600 + 15340 + 13216*2 =183462 руб.

2. Затраты на текущий ремонт.

За год на скв. №103 Тэдинского месторождения по причине АСПО был произведен 1 текущий ремонт. Средняя продолжительность этого вида ремонта с учетом глушения при отсутствии циркуляции затрубное пространство — лифт, подъема подвески НКТ при несбитом сбивном клапане, пропарки НКТ от АСПО и извлечение проволоки со скребком составляет 100 часов. Средняя стоимость часа работы при проведении текущего ремонта скважин за год составила 5174 руб.

Таким образом, общие затраты на текущий ремонт:

3. Затраты на обработку горячей нефтью.

При обработке скважины горячей нефтью используется спецтехника (АДПМ, автоцистерна). Выполним расчет полных затрат в течение года на применение данного метода борьбы с АСПО.

За 1 год согласно графику проводится 72 операции по обработке скважины горячей нефтью. Для проведения одной операции задействована следующая спецтехника:

— АДПМ (агрегат депарафинизации модернизированный) — 1 ед., стоимость работы 4461 руб./час. Для проведения одной операции необходимо 3 часа работы, то есть:

— Автоцистерна — 2 ед., стоимость работы: 1743 руб./час. Также 3 часа работы.

Тогда затраты на проведение одной операции составит:

Итого, за 1 год:

Для одной операции используем 27 м? товарной нефти, лишь условно этот объем можно назвать «возвратным». Кроме того, следует учитывать, что для проведения обработки мы используем нефть, прошедшую цикл обработки.

Таким образом убытки при использовании для обработки товарной нефти составят за год:

, (5.2)

где — количество обработок горячей нефтью в течение года; — объем используемой для операции товарной нефти; — плотность нефти, ;- себестоимость, С=3931,07 руб./т.

Общие затраты на обработку горячей нефтью за год составят:

4. Упущенная выручка за недобытую нефть при вынужденных простоях по причине АСПО.

В течение года при эксплуатации скв. №103 был допущен обрыв скребка и возникновение глухой пробки АСПО в НКТ. Устранить пробку силами бригады нефтепромысла добычи не удалось, для ликвидации аварии на скважине произведен текущий ремонт силами цеха ТКРС. Скважины находились в простое более 5 суток. Следует отметить, что подобные ситуации возникают и на других скважинах: скв. №254 Инзырейского месторождения, скв. №105 Тэдинского месторождения.

По скв. №103 убытки составили:

(5.3)

где — период простоя, сут; Д — среднесуточный дебит по нефти, т/сут; Ц — средняя цена реализации нефти на внутреннем рынке по данным Росстата, Ц=6633руб./т.

5. Затраты на электроэнергию.

По графику скребкование скв. №103 за год в среднем производилось 4 раза в сутки. Длительность 1 операции составляет 3 часа, соответственно лебедка для депарафинизации скважин 12 часов в сутки находится в работе.

(5.4)

где t — число часов работы лебедки в сутки; Э — среднее потребление электроэнергии; — стоимость 1 кВт•ч электроэнергии.

Сведём полученные данные в табл. 5.1. и табл. 5.2.

Таблица 5.1 Капитальные вложения фактически применяемого метода

Наименование	Ед. изм.	Кол-во	Цена, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Лебедка МДС-010 со станцией управления СУЛС-10	шт.	1	141,6	141,6
Скребок	шт.	1	15,43	15,43
Датчики положения уровня ДВПС-03	шт.	2	13,216	26,432
Итого	183,462

Таблица 5.2

Годовые эксплуатационные затраты фактически применяемого метода

Статьи затрат	Ед. изм.	Значение
Затраты на текущий ремонт	тыс. руб.	517,4
Затраты на обработку горячей нефтью	тыс. руб.	8770,118
Вынужденные простои по причине АСПО	тыс. руб.	2162,358
Затраты на электроэнергию	тыс. руб.	18,9
Итого	тыс. руб.	11468,776

5.2.2 Капитальные вложения и текущие затраты внедряемого мероприятия (диспергатор АСПО) для нефтяных месторождений

После внедрения данного метода исключается необходимость использования каких-либо других способов борьбы с АСПО, в нашем случае — скребкования и обработок горячей нефтью. Так, по расчетам, при работе на скв. №103 Тэдинского месторождения «Оборудования для дозированной подачи химического реагента» будет потреблять до 15 кВт. Произведем расчет.

1. Стоимость оборудования для борьбы с АСПО (см. табл. 5.3.).

Стоимость «Оборудования для дозированной подачи химического реагента» для монтажа на скв. №103 составит — 384250 руб.

2. Стоимость диспергатора «КОЛТЕК ДН 3130» 150 руб. за 1л., нам необходимо 1л. на 1 т. добытой жидкости. Среднесуточный дебит 1 нефтяной скважины по жидкости составил 180,8 т. Следовательно на данный дебит по жидкости нам потребуется 180,8 литров диспергатора, стоимость которого составит:

Стоимость = 180,8*150*360=9763200 руб.

3. Стоимость работы бригады цеха текущего и капитального ремонта скважин (ЦТКРС) для ликвидации пробки АСПО.

Возникновение пробки АСПО исключено.

4. Затраты на обработку горячей нефтью.

Нет потребности в использовании обработок горячей нефтью.

5. Упущенная выручка за недобытую нефть при вынужденных простоях по причине АСПО.

Упущенной выручки нет.

6. Затраты на электроэнергию.

По расчетам, при работе на скв. №103 Тэдинского месторождения «Оборудования для дозированной подачи химического реагента» будет потреблять до 15 кВт, при стоимости 1,5 руб. за 1 кВт•ч, за год получим:

Сведём полученные данные в табл. 5.3. и табл. 5.4.

Таблица 5.3.

Наименование	Ед. изм.	Кол-во	Цена, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Оборудование для дозированной подачи хим. реагента	шт.	1	384,25	384,25

Капитальные вложения внедряемого метода (диспергатор АСПО)

Таблица 5.4 Годовые эксплуатационные затраты внедряемого метода (диспергатор АСПО)

Статьи затрат	Ед. изм.	Значение
Диспергатор «КОЛТЕК ДН 3130»	тыс. руб.	9763,2
Затраты на текущий ремонт	тыс. руб.	—
Затраты на обработку горячей нефтью	тыс. руб.	—
Простои по причине ремонта	тыс. руб.	—
Затраты на электроэнергию	тыс. руб.	194,4
Итого	тыс. руб.	9957,6

В таблице 5.5. представлен сравнительный анализ различных затрат фактического и внедряемого мероприятий.

Таблица 5.5 Сравнительный анализ различных годовых затрат рассмотренных мероприятий по борьбе с АСПО

Показатели	Единица измерения	Применение скребкового метода (фактич.)	Применение диспергатора АСПО (внедряемый)
Капитальные вложения	тыс. руб.	183,462	384,25
Эксплуатационные затраты	тыс. руб.	11468,776	9957,6
Себестоимость 1 тонны нефти	руб/т	3931,07	3879,4
Потребляемая мощность на 1 тонну добытой нефти	кВт•ч/т	0,61	3,61

5.2.3 Расчет технико-экономических показателей внедряемого мероприятия (диспергатор АСПО) для нефтяных месторождений

Расчёт прироста добычи нефти

Дополнительную добычу нефти от проведения мероприятия можно определить по формуле:

(5.5)

где — добыча нефти при применении диспергатора, т (см. табл. 5.6.); — добыча нефти с первоначально применяемыми методами, т (см. табл. 5.6.).

Расчет объема добычи нефти по каждой скважине:

(5.6)

где — среднесуточный дебит, т/сут; — период эксплуатации, сутки; — коэффициент эксплуатации.

Расчет коэффициента эксплуатации

(5.7)

где — календарное время работы скважины, сутки; — время простоев скважины, сутки.

При применении диспергатора:

При фактически применяемом методе:

Расчёт прироста добычи нефти:

Учтем, что при использовании диспергатора нет необходимости в применении обработок горячей нефтью.

Количество обработок за год — 72;

Количество нефти используемое для 1 обработки — 25 т;

Количество скважин — 1;

Итого: 72*25*1=1800 т.

Весь прирост добычи нефти равен (см. табл. 5.6.):

Таблица 5.6 Результаты оптимизации режима эксплуатации скважины

№ скважины	Среднесуточный дебит до внедрения мероприятия, т/сут	Среднесуточный дебит после внедрения мероприятия, т/сут	Прирост, т/сут	Добыча нефти до внедрения мероприятия (Q1), т/год	Добыча нефти после внедрения мероприятия (Q2), т/год	Дополнительная добыча нефти, т/год
103	65,2	104,32	39,12	21679	36428,54	16549,54

Произведем расчет экономического эффекта по формуле:

где — стоимостная оценка результатов (выручка от реализации дополнительно добытой нефти) определяется как:

где — дополнительная добыча нефти, т/год; — средняя цена реализации нефти на внутреннем рынке по данным Росстата, руб./т;

— стоимостная оценка затрат определяется как:

где — себестоимость добычи нефти после внедрения нового метода:

(5.8)

где — годовой объем добычи нефти на месторождении, т; — годовые капитальные вложения + годовые текущие затраты на внедрение мероприятия:

Прибыль, которую получит предприятие при смене метода борьбы с АСПО, за счет дополнительно добытой нефти и изменения себестоимости добычи нефти:

Рассчитаем чистую прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

(5.9)

где — сумма налогов и выплат из прибыли, руб.

Налог на прибыль:

Налог на имущество:

Срок окупаемости вложений определим по формуле (5.1):

На основании произведенных расчетов можно сделать вывод, что внедрение данной методики на скв. №103 Тэдинского месторождения экономически выгодно.

В случае успешного применения диспергатора «КОЛТЕК ДН 3130» на скв. №103 предлагается дальнейшее внедрение этого метода на других скважинах, особенно сильно осложненных АСПО.

Преимущества использования диспергатора «КОЛТЕК ДН 3130».

1. Уменьшается вязкость нефти за счет применения диспергатора..

2.Увеличивается текучесть нефти за счет уменьшения ее вязкости.

3. АСПО находятся в растворенном состоянии и не откладываются на подземном оборудовании.

4. Ликвидируются все возможные простои скважины из-за АСПО.

5. Увеличивается межремонтный период скважины.

6. Сокращаются трудозатраты, т.к. отпадает необходимость производить работы по обслуживанию лебедок депарафинизации и обработке горячей нефтью при помощи АДПМ.

9. Обеспечивается экологическая чистота.

10. Увеличивается дебит скважины: на фонтанирующий- до 2 раз, с применением ЭЦН — до 1,6 раз

11. Снижается производственная себестоимость 1 тонны нефти.

12. Полностью заменяет с большей эффективностью существующие методы депарафинизации.

13. Работает в самых сложных геологических и климатических условиях.

5.3 Экономическое обоснование применения щелевых фильтров

Для того чтобы просчитать экономический эффект от применения щелевых фильтров, расчет будем вести за период времени равный 1 году. На первом этапе внедрение предлагается осуществить на скв. №41 Тэдинского месторождения.

Для расчета экономической эффективности проектируемого мероприятия определим капитальные вложения и затраты фактически применяемого и внедряемого мероприятий.

5.3.1 Капитальные вложения и текущие затраты фактически применяемых методов по борьбе с механическими примесями на скв. №41 Тэдинского месторождения

1. Стоимость нового УЭЦН (см. табл. 5.7.).

При существующей фактической динамике снижения показателей работы установки за год работы скважины не менее 2 раз необходимо производить смену установки.

Насос — стоимость 225УЭЦНАК5-125-1750: 750000 руб.

Итого на 1 год: 2*750000=1500000 руб.

2. Затраты на текущий ремонт.

За год на скв. №41 Тэдинского месторождения по причине отложений механических примесей был произведен один текущий ремонт. Средняя продолжительность этого вида ремонта с учетом подъема подвески НКТ с УЭЦН демонтажем, монтажом и спуском нового УЭЦН составляет 48 часов. Средняя стоимость часа работ при проведении текущего ремонта скважин за год составила 5 174 руб. Учтем, что за 1 год придется произвести не менее 2 ремонтов.

Таким образом, общие затраты на текущий ремонт:

3. Стоимость работы спецтехники для обработок скважин горячей водой (автоцистерна, ЦА-320).

При обработке скважины горячей водой используется спецтехника (ЦА-320, автоцистерна). Выполним расчет полных затрат в течении года на применение данного метода борьбы с механическими примесями.

За 1 год согласно фактическом графику проводится 19 операций по обработке скважины горячей водой. Для проведения одной операции задействована следующая спецтехника:

— ЦА-320 — 1 ед., стоимость работы: 1442 руб/час. Для проведения одной операции необходимо 2 часа работы, то есть:

— Автоцистерна — 2 ед., стоимость работы: 1743 руб./час. Также 2 часа работы.

Тогда затраты на проведение 1 операции составит:

Итого, за 1 год:

4. Упущенная выручка за недобытую нефть при вынужденных простоях по причине смены установки.

В течение года при эксплуатации скв. №41 было снижение подачи с последующим выходом из рабочей зоны и затем ее потерей. Для смены установки в скважине произведен текущий ремонт силами цеха ТКРС. Скважина находилась в простое более 2 суток.

Итого, по скв. №41 убытки составили по формуле (5.3):

5. Потери из-за снижения подачи установки.

Как следует из истории эксплуатации скважины, через 80 суток установка снизила свою подачу до 100 т/сут, что ниже первоначальной (160 т/сут после вывода скважины на режим) на 60 т/сут. Так как при существующей динамике падения смена установки будет происходить 2 раза в год, и установка будет работать 80 сут с первоначальной подачей, получим:

— недобытой продукции скважины одной установкой.

Обеими установками не добыто 2*6150=12300 тонн нефти.

Итого, за год упущенная выгода составит:

6. Затраты на электроэнергию.

По расчетам, при работе на скв. №41 Тэдинского месторождения потребляемая мощность УЭЦН составляет 20 кВт, при стоимости 1,5 руб. за 1 кВт•ч, за год получим:

Сведём полученные данные в табл. 5.7. и табл. 5.8.

Таблица 5.7 Капитальные вложения фактически применяемого метода

Наименование	Ед. изм.	Кол-во	Цена, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Стоимость нового УЭЦН	шт.	2	750	1500

Таблица 5.8

Годовые текущие затраты фактически применяемого метода

Статьи затрат	Ед. изм.	Значение
Затраты на текущий ремонт	тыс. руб.	49,87
Затраты на обработку горячей водой	тыс. руб.	187,264
Простои по причине ремонта	тыс. руб.	2122,56
Потери из-за недобытой нефти	тыс. руб.	81585,9
Затраты на электроэнергию	тыс. руб.	262,8
Итого	тыс. руб.	84208,394

5.3.2 Капитальные вложения и текущие затраты внедряемого мероприятия (фильтр-насадка) по борьбе с механическими примесями

После внедрения фильтра-насадки исключается необходимость использования каких-либо других способов борьбы с механическими примесями, в нашем случае — обработки скважин горячей водой. Основная статья затрат в этом случае — расходы на установку фильтра-насадки. Произведем расчет.

1. Стоимость оборудования для борьбы с механическими примесями (см. табл. 5.9.).

Насос — стоимость 225УЭЦНАК5-125-1750: 750000 руб.;

Стоимость фильтра-насадки для монтажа на скв. №41 составит 200000 руб.

Итого на 1 год: 750000+200000=950000 руб.

2. Стоимость работы бригады ЦТКРС для установки фильтра-насадки.

Данные работы будут проведены во время следующей смены установки.

3. Стоимость работы спецтехники для обработок скважин горячей водой (автоцистерна, ЦА-320)

Этот метод использоваться не будет.

4. Упущенная выручка за недобытую нефть при вынужденных простоях по причине отложения механических примесей.

Возможность простоев по причине отложения механических примесей исключена.

5. Затраты из-за снижения подачи установки.

Подача установки по причине отложения механических примесей снижаться не будет.

6. Затраты на электроэнергию.

По расчетам, при работе на скв. №41 Тэдинского месторождения потребляемая мощность УЭЦН составляет 20 кВт, при стоимости 1,5 руб. за 1 кВт•ч, за год получим:

Общие затраты за год составят:

Сведём полученные данные в табл. 5.9. и табл. 5.10.

Таблица 5.9

Капитальные вложения внедряемого метода (фильтр-насадка)

Наименование	Ед. изм.	Кол-во	Цена, тыс. руб.	Сумма, тыс. руб.
Стоимость нового УЭЦН	шт.	1	750	750
Стоимость фильтра-насадки	шт.	1	200	200
Итого	950

Таблица 5.10

Статьи затрат	Ед. изм.	Значение
Затраты на электроэнергию	тыс. руб.	262,8
Затраты на обработку горячей водой	тыс. руб.	—
Простои по причине ремонта	тыс. руб.	—
Потери из-за недобытой нефти	тыс. руб.	—
Затраты на текущий ремонт	тыс. руб.	—
Итого	тыс. руб.	262,8

Годовые текущие затраты внедряемого метода (фильтр-насадка)

В таблице 5.11. представлен сравнительный анализ различных затрат фактического и внедряемого мероприятий.

Таблица 5.11 Сравнительный анализ различных годовых затрат рассмотренных мероприятий по борьбе с механическими примесями

Показатели	Единица измерения	Обработка горячей водой (фактич.)	Применение фильтр-насадки (внедряемый)
Капитальные вложения	тыс. руб.	1500	950
Эксплуатационные затраты	тыс. руб.	84208,394	262,8
Себестоимость 1 тонны нефти	руб/т	3931,07	3856,36
Потребляемая мощность на 1 тонну добытой нефти	кВт•ч/т	3,26	3,26

5.3.3 Расчет технико-экономических показателей внедряемого мероприятия (фильтр-насадка) по борьбе с механическими примесями

Расчёт прироста добычи нефти

Дополнительную добычу нефти от проведения мероприятия можно определить по формуле (5.5):

где — добыча нефти при применении диспергатора, т (см. табл. 5.12.); — добыча нефти с первоначально применяемыми методами, т (см. табл. 5.12.).

Расчет объема добычи нефти по каждой скважине определим по формуле (5.6):

где — среднесуточный дебит, т/сут; — период эксплуатации, сутки; — коэффициент эксплуатации.

Расчет коэффициента эксплуатации определим по формуле (5.7):

где — календарное время работы скважины, сутки; — время простоев скважины, сутки.

При применении щелевых фильтров — ;

При фактически применяемом методе — .

Расчёт добычи нефти:

При применении щелевых фильтров-;

При фактическом методе — .

Объем дополнительно добытой нефти (см. табл. 5.12.):

Таблица 5.12 Результаты оптимизации режима эксплуатации скважины

№ скважины	Среднесуточный дебит до внедрения мероприятия, т/сут	Среднесуточный дебит после внедрения мероприятия, т/сут	Прирост, т/сут	Добыча нефти до внедрения мероприятия (Q1), т/год	Добыча нефти после внедрения мероприятия (Q2), т/год	Дополнительная добыча нефти, т/год
103	100	160	60	33250	53760	20510

Произведем расчет экономического эффекта по формуле:

где — стоимостная оценка результатов (выручка от реализации дополнительно добытой нефти) определяется как:

где — дополнительная добыча нефти, т/год; — средняя цена реализации нефти на внутреннем рынке по данным Росстата, руб./т;

— стоимостная оценка затрат определяется как:

где — себестоимость добычи нефти после внедрения нового метода определяется по формуле (5.8):

где — годовой объем добычи нефти на месторождении, т; — капитальные вложения + затраты на электроэнергию.

Прибыль, которую получит предприятие при смене метода борьбы с механическими примесями, за счет дополнительно добытой нефти и изменения себестоимости добычи нефти:

Рассчитаем чистую прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия по формуле (5.9):

где — сумма налогов и выплат из прибыли, руб.

Налог на прибыль:

Налог на имущество:

Срок окупаемости вложений по формуле (5.1):

Применение щелевых фильтров для борьбы с механическими примесями при эксплуатации глубинно-насосного оборудования это перспективный и не дорогой способ увеличения наработки оборудования на отказ, увеличение срока работы установки в правой зоне рабочих характеристик, что ведет к возможности увеличения добычных возможностей скважины.

5.4 Эффективность предложенных мероприятий

Эффективность предложенных представлена в табл. 5.13.

Таблица 5.13

Технико-экономические показатели предложенных мероприятий за год

Показатели	Единица измерения	Применение диспергатора АСПО	Применение фильтр-насадки
Капитальные вложения	тыс. руб.	384,25	950
Эксплуатационные затраты	тыс. руб.	9957,6	262,8
Прирост добычи нефти	т	16549,54	20510
Себестоимость 1 тонны нефти	руб/т	3879,4	3856,36
Экономический эффект	тыс. руб.	35228,964	55736,087
Чистая прибыль	тыс. руб.	28174,718	44567,97
Срок окупаемости	года	0,37	0,03
Потребляемая энергия на 1 тонну добытой нефти	кВт•ч/т	3,61	3,26

Таким образом внедрение вышеуказанных мероприятий по отдельности, либо в совокупности, повысит экономическую эффективность разработки Тэдинского месторождения, а также позволит сократить убытки от деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Север».

Размещено на