Анализ малодебитного фонда скважин на Красноярско-Куединском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика предприятия

1.1 Краткая историческая справка

1.2 Организационная структура предприятия

1.3 Основные технико-экономические показатели предприятия

2. Анализ экономической эффективности внедрения дополнительного оборудования

Заключение



Введение

На Красноярско-Куединском месторождении имеются скважины с маленьким дебитом нефти. Проблема заключается в низкой проницаемости пласта. Одним из решений данной проблемы является внедрение малодебитных УЭЦН в технологию эксплуатации.

В рамках курсового проекта будет проведен анализ малодебитного фонда скважин на Красноярско-Куединском месторождении (Бш). Цель курсового проекта:

1 Научиться анализировать промысловые материалы и самостоятельно производить расчеты.

2 Подготовка к дипломному проектированию.

Задачи курсового проекта:

1 Изучить оборудование малодебитных УЭЦН.

2 Провести анализ экономической эффективности внедрения малодебитных УЭЦН.

1. Краткая характеристика предприятия

1.1 Краткая историческая справка

Красноярско-Куединское месторождение приурочено к Среднему Приуралью. В административном отношении находится в Куединском районе Пермского края и продолжается на территории Татышлинского района республики Башкортостан (Югомашевское месторождение).

Красноярско-Куединское месторождение расположено на юге Пермского края в 230 км к юго-западу от г. Перми. Наиболее крупными населенными пунктами являются пос. Куеда, деревни Аряж, Урталга, Краснояр, Аксаитово.

Связь с областным центром осуществляется от станции Куеда Горьковской железной дороги через г. Екатеринбург, автотранспортом по шоссе Куеда - Барда - Крылово - Кукуштан - Пермь. Имеется воздушное cообщение Куеда - Пермь. В летний период действует водный путь по р. Кама через п. Оса, соединенный с пос. Куеда дорогой с асфальто-бетонньм покрытием. По месторождению проходит асфальтированная автомобильная дорога Чернушка - Куеда-Москудья, имеются гравийные дороги. Дороги могут использоваться для транспортировки грузов круглый год.

Красноярско-Куединское месторождение, являющееся одним из наиболее крупных месторождений в данном регионе, расположено в районе развитой нефтедобычи, оно входит в состав Куединской группы нефтяных месторождений. Разработку месторождения осуществляют ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь" (Пермский край) и ООО "Аксаитовнефть" (республика Башкортостан).

Нефть от месторождения транспортируется по магистральному нефтепроводу Куеда - Чернушка - Пермь. Газ используется на собственные нужды и через ГКЗ "Куеда" - на Пермский ГПЗ.

Ближайшими месторождениями, запасы которых неоднократно утверждались ГКЗ, являются длительно разрабатываемые Шагиртско-Гожанское, Быркинское, Альняшское, Гондыревское и Югомашевское (является продолжением Красноярско-Куединского) месторождения.

Территория данного района характеризуется довольно резкими годовыми и суточными колебаниями температуры. Средняя месячная температура воздуха изменяется от -14,6єС в январе до +18,3єС в июле, средняя годовая +1,4єС. Абсолютный минимум температуры воздуха наблюдался в декабре -48єС, абсолютный максимум - в июне +38єС.

Среднегодовое количество осадков составляет 667 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время года (с апреля по октябрь) - 427 мм, наименьшее - в холодное время года (с ноября по март) - 240 мм. Устойчивый снежный покров устанавливается в ноябре и сходит в апреле. Средняя многолетняя высота снежного покрова на посту Чернушка составляет 75 см, максимальная высота, возможная 1 раз в 20 лет, составляет 120 см.

Наименьшая глубина промерзания почвы - 31 см, наибольшая - 126 см, средняя - 71 см, нормативная глубина промерзания глинистых грунтов в районе - 1,9 м, песков - 2,3 м.

Преобладающее направление ветра - южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветра 3,4 м/сек.

В геоморфологическом отношении месторождение приурочено к южной оконечности Буйской равнины.

Рельеф месторождения сильно расчленён многочисленными речками, логами, по дну которых протекают ручьи. Наиболее низкие отметки рельефа находятся в южной части месторождения (110 - 162 м), наиболее высокие - в северной (до 220 м).

Основной водной артерией района является р. Буй (левый приток р. Камы). Долина её хорошо выражена, асимметрична, часто заболочена. Наиболее крупный приток р. Буй на территории Красноярско-Куединского месторождения - р. Арей с многочисленными притоками.

Район заселен незначительно, произростает смешанный лес с преобладанием лиственного.

Обеспечение электроэнергией осуществляется от подстанции 110/35/10 КВ "Куеда" и 110/35/6 КВ "Красноярская".

Источником водоснабжения для заводнения и производственно-технологических нужд служат сточные воды пластовых вод с очистных сооружений, бытовые стоки после локальной очистки и воды из магистрального водовода "Тулва-Гожан", для хозяйственно-питьевых нужд используется водозабор пос. Куеды. Водоснабжение также обеспечивается из водозаборов на р. Буй (левый приток Камы).

Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа, встречаются песчаники, глины, гравий. Основной объём песчано-гравийной смеси при обустройстве месторождения идёт на строительство автодорог. На площади изыскано три резерва глинистых грунтов, объём полезной толщи - 1166 тыс.м³, объём полезной толщи гравия в карьере - 83 тыс.м³. Все резервы грунта и карьер гравия расположены вблизи автодорог. В карьерах на правом склоне долины р. Буй добываются песчаники уфимского яруса, используемые как строительные материалы и как добавка к глине в гончарном и кирпичном производстве.

Промышленная нефтеносность установлена в девонских и визейских терригенных отложениях, а также в турнейских, башкирских, верейских и каширских карбонатных отложениях.



1.2 Организационная структура предприятия

Рисунок 1 Организационная структура предприятия

1.3 Основные технико-экономические показатели предприятия

Рисунок 2 Основные технико-экономические показатели предприятия

2. Анализ экономической эффективности внедрения дополнительного оборудования

1 Определяем среднесуточный дебит скважины:

ДQ = Q _{после внед} - Q _{до внед} (1)

ДQ - разность количества нефти до и после установки

Q _{после внед} - количество нефти после внедрения

Q _{до внед} - количество нефти до внедрения

553 ДQ = 9,3 - 9,1 = 0,2 т/сут

555 ДQ = 9,7 - 9,3 = 0,4 т/сут

564 ДQ = 7,7 - 7,4 = 0,3 т/сут

2 Определяем прирост добычи:

Q _н = ДQ * n (2)

Q _н - прирост нефти за год

ДQ - разность количества нефти до и после установки

n - Количество суток в год

553 Q _н = 0,2 * 365 = 73 т/год

555 Q _н = 0,4 * 365 = 146 т/год

564 Q _н = 0,3 * 365 = 109,5 т/год

3 Определяем затраты на дополнительно добытую нефть:

З_{доп. Н} = Q_общ* З _{перемен.} (3)

эффективность экономический предприятие скважина

З_{доп. Н.} - затрату на дополнительно добытую нефть

Q _общ. - прирост нефти за год

З_{перемен} - условно переменные затраты

553 З_{доп. Н} = 73 * 50000 = 3650000 р

555 З_{доп. Н} = 146 * 50000 = 7300000 р

564 З_{доп. Н} = 109,5 * 50000 = 5475000 р

4 Определяем полную добычу нефти после внедрения дополнительного оборудования:

Q_{2 общ.} = Q_{1 общ} + Q_н. (4)

Q_{1 общ},Q_{2 общ} - добыча нефти до и после установки соответственно

Q _н - прирост нефти за год

553 Q_{2 общ.} = 9,1 + 73 = 82,1 т/сут

555 Q_{2 общ.} = 9,3 + 146 = 155,3 т/сут

564 Q_{2 общ.} = 7,4 + 109,5 = 116,9 т/сут

5 Определяем себестоимость 1 т. нефти до и после внедрения дополнительного оборудования:

С_до = З_общ. / Q_{1 общ} (5)

С_до - себестоимость 1 т нефти

З_общ - полные эксплуатационные затраты

Q_{1 общ.} - добыча нефти до внедрения

553 С_до = 56000 / 9,1 = 615384 р

555 С_до = 56000 / 9,3 = 630107 р

564 С_до = 56000 / 7,4 = 577027 р

С_после = З_общ. / Q_{2 общ} (6)

С_после - себестоимость 1 т нефти

З_общ - полные эксплуатационные затраты

Q_{2 общ.} - добыча нефти после установки

553 С_после = 5600000 / 82,1 = 68209 р

555 С_после = 5860000 / 155,3 = 37733 р

564 С_после = 4270000 / 116,9 = 36526 р

6 Определяем экономический эффект от внедрения малодебитных УЭЦН:

Э = (С_до - С_после) * Q_{2 общ.} (7)

Э - прибыль на следующий год

С_до, С_после - себестоимость нефти до и после установки соответственно

Q_{2 общ} - добыча нефти после установки

553 Э = (615384 - 68209) * 82,1 = 44923000 р

555 Э = (630107 - 37733) * 155,3 = 91995000 р

564 Э = (577027 - 36526) * 116,9 = 63184000 р

7 Определяем выручку:

В = Ц_н * ДQ (8)

В - выручка от добытой нефти;

Ц_н - цена реализации 1т. нефти;

ДQ - дополнительно добытая нефть

553 В = 740000 * 0,2 = 148000 р

555 В = 690000 * 0,4 = 276000 р

564 В = 710000 * 0,3 = 213000 р

8 Определяем затраты всего:

З_об = З_{доп. доб. Н} + З_мероп (9)

З_об - затраты всего;

З_{доп. доб. Н} - затраты на дополнительно добытую нефть;

З_мероп. - затраты на мероприятие;

553 З_об = 4960000 + 1470000 = 6430000 р

555 З_об = 5150000 + 1470000 = 6620000 р

564 З_об = 4880000 + 1470000 = 6350000 р

9 Определяем прибыль от внедрения дополнительного оборудования:

П = (Q_{Н после} * Ц) - Э (10)

П - прибыль от внедрения дополнительного оборудования;

Q_{Н после} - добытая нефть после внедрения дополнительного оборудования;

Ц - цена реализации 1т. нефти;

Э - экономический эффект от внедрения дополнительного оборудования

553 П = (82,1 * 740000) - 44923000 = 15831000 р

555 П = (155,3 * 690000) - 91995000 = 15162000 р

564 П = (116,9 * 710000) - 63184000 = 19815000 р

10 Определяем срок окупаемости:

Х = З_общ / Э (11)

Х - срок окупаемости;

З_общ. - затраты на мероприятие;

Э - экономический эффект от внедрения дополнительного оборудования

553 Х = 1470000 / 44923000 = 0,032

555 Х = 1470000 / 91995000 = 0,015

564 Х = 1470000 / 63184000 = 0,023

11 Определяем рентабельность:

Р = П / З_{2 общ} (12)

Р - рентабельность

П - прибыль

З_{2 общ} - затраты всего до внедрения дополнительного оборудования

553 Р = 15831000 / 6430000 = 2,462

555 Р = 15162000 / 6620000 = 2,290

564 Р = 19815000 / 6350000 = 3,120

Таблица 1

Параметры скважин до и после внедрения малодебитных УЭЦН

Показатели	№ скв.
	553	555	564
Добыча нефти до внедрения малодебитных УЭЦН, т/сут	9,1	9,3	7,4
Добыча нефти после внедрения малодебитных УЭЦН, т/сут	9,3	9,7	7,7
Дополнительная добыча за счет внедрения малодебитных УЭЦН, т/год	73	146	109,5
Себестоимость добычи 1 т. нефти до внедрения малодебитных УЭЦН, руб/т	615384	630107	577027
Себестоимость добычи 1 т. нефти после внедрения малодебитных УЭЦН, руб/т	68209	37733	36526

Вывод: Расчитав экономические показатели, прослеживается их улучшение.



Заключение

В данном курсовом проекте предоставлена организационная структура и основные технико-экономические показатели предприятия, а также проведен анализ экономической эффективности внедрения малодебитных УЭЦН.

По результатам анализа можно сделать вывод, что внедрение малодебитных УЭЦН в технологию эксплуатации экономически эффективно, так как все показатели изменились в лучшую сторону.

Размещено на Allbest.ru