ення нафтовіддачі.
Для визначення очікуваного ефекту від теплових методів впливу на пласт знайдемо додаткове кількість нафти, яку вийде за весь час роботи свердловини на підвищеному дебіте на аналізований період. Для цього поставимо тривалістю ефекту Т е=1 рік, протягом якого свердловина працює зі стабільним підвищеним дебітом q 2=3,5 тонн/добу. Дебіт свердловини до впровадження становить q 1=0,5 тонн/добу. Коефіцієнт експлуатації свердловини становить К е=0,95.
Кількість нафти, отриманої за один рік після впровадження методів впливу для однієї свердловини визначимо за формулою:
Q 2=q 2 · Т е · К е
Q 2=3,5 · 365 · 0,95=1213,625 тонн/рік
Дебіт за той же час без обробки свердловини склав би:
Q 1=0,5 · 365 · 0,95=173,375 тонн/рік
Визначимо загальний приріст видобутку нафти, отриманої в результаті обробки за формулою:
? Q=Q 2 - Q 1
? Q=1213,625 - 173,375=1040,25 тонн/рік.
Розрахунок експлуатаційних витрат після впровадження заходу і про пределеніе собівартості одиниці продукції
Експлуатаційні витрати після впровадження теплових і методів Атрато по витяганню нафти, додатково видобутої у поточному році.
До складу витрат, пов'язаних з тепловим методом включаються витрати по підготовчо-заключним роботам по свердловині і витрати по проведенню відповідних робіт. Підготовчо-заключні роботи до теплових методом і пуск її в експлуатацію після цього, Безпосередньо сам тепловий метод пов'язаний з витратами на виклик і проїзд відповідної установки, паливо, реагенти, необхідні реагенти компоненти, а також на амортизацію обладнання.
Експлуатаційні витрати по теплових методів можна виразити наступною формулою:
З 1=З отб + З пес + З трансп + З топл + A м,
де З отб - витрати з оплати праці бригад, задіяних у процесі заходи;
З пес - витрати, пов'язані тепловими впливами;
З трансп - транспортні витрати;
З топл - витрати на паливо;
А м - амортизаційні відрахування, що припадають на одну скважино-обробку.
Витрати по оплаті праці включають:
оплату праці бригад підземного ремонту свердловин;
оплату праці бригад по дослідженню свердловин;
оплату праці бригад з приготування розчину;
оплату праці бригад з обслуговування установки по закачуванню рідини розриву в свердловину.
Визначимо собівартість однієї тонни нафти після обробки:
З 2=З г/Q 2=34617495,77/1213,625=28524,046 (тг)
Таким чином, собівартість 1 тонни на кінець року по свердловині склала 28524,046 тг/т.
Економічна оцінка результатів теплового методу на родовищі Узень
У нафтогазовидобувної промисловості головним напрямком технічного прогресу є вдосконалення технологій видобутку, сприяє прискоренню зростання обсягів виробництва та покращення якісних показників розробки нафтових родовищ.
До методів збільшення нафтовіддачі пластів на родовищі Узень відноситься теплові методи. Сутність його полягає у збільшенні нафтовіддачі.
Визначення обсягу продукції після впровадження теплового методу впливу
Для визначення очікуваного ефекту від теплового знайдемо додаткове кількість нафти, яку вийде за весь час роботи свердловини на підвищеному дебіте на аналізований період. Для цього поставимо тривалістю ефекту Т е=1 рік, протягом якого свердловина працює зі стабільним підвищеним дебітом q 2=3,5 тонн/добу. Дебіт свердловини до впровадження становить q 1=0,5 тонн/добу. Коефіцієнт експлуатації свердловини становить К е=0,95.
Кількість нафти, отриманої за один рік після впровадження теплового методу для однієї свердловини визначимо за формулою:
Q 2=q 2 · Т е · К е
Q 2=3,5 · 365 · 0,95=1213,625 тонн/рік
Дебіт за той же час без обробки свердловини склав би:
Q 1=0,5 · 365 · 0,95=173,375 тонн/рік
Визначимо загальний приріст видобутку нафти, отриманої в результаті обробки за формулою:
? Q=Q 2 - Q 1
? Q=1213,625 - 173,375=1040,25 тонн/рік.
Розрахунок експлуатаційних витрат після впровадження заходу і визначення собівартості одини...
