Экономическая оценка эффективности мероприятий борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Экономическая оценка эффективности мероприятий борьбы с АСПО

Методы борьбы с АСПО с использованием ингибиторов парафиноотложений нашли широкое применение в мировой практике нефтедобычи. Уже это косвенно свидетельствует об экономической эффективности предлагаемых решений. Фирма Petrolite - один из лидеров по производству химреагентов для добычи и переработки нефти, рассчитывает экономическую выгоду от применения своих технологий следующим образом.)

При этом учитываются не только стоимость применявшихся ранее решений, но и потери от падения добычи в результате засорения скважинного оборудования, простоев во время ремонтных работ.

В РУП ПО «Беларуснефть» в настоящее время не используются ингибиторы АСПО. Проводится лишь депарафинизация оборудования с помощью растворителей и тепловых обработок горячей нефтью. Поэтому ниже на основании выполненных расчётов сравнивается экономическая эффективность этих методов.

Процесс отложения парафина на оборудовании скважин приводит к производственным простоям нефтепромыслового оборудования, в результате чего снижается общая добыча нефти.

Химический метод предотвращения отложений АСПО с использованием ингибитора позволяет уменьшить простои скважин, связанное с ремонтными работами, и перспективен для большинства как вводимых, так и уже находящихся в эксплуатации скважин.

Предлагаемое мероприятие заключается в периодической (1 раз в 15 суток) обработке скважины нефтяным раствором ингибитора парафиноотложения ИПГ-11, с предварительной очисткой НКТ от АСПО.

За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели депарафинизации оборудования скважин растворителем парафиноотложения (СНПХ 7 р-14) при периодических обработках.

Внедрение метода депарафинизации оборудования скважин требует дополнительных капитальных вложений и обеспечивает при этом уменьшение количества и стоимости ремонтов скважин. Поэтому расчет годового экономического эффекта от внедрения метода депарафинизации производится по формуле:

где: З₁ и З₂ - приведенные затраты на добычу нефти соответственно в базовом и сравниваемом варианте, ;

А₂ - количество добытой нефти

Е_н - нормативный коэффициент равный 0,15;

С₁ - себестоимость одной тонны нефти; С₁=40457 руб.

К - дополнительные капитальные вложения, руб./т;

К₁₍₂₎ - стоимость работ по депарафинизации, руб./т;

Источниками исходных данных для расчёта являются акт внедрения химического метода депарафинизации оборудования скважин, справки о фактических затратах по депарафинизации скважин и документы о стоимости оборудования и нормах его амортизации.

Работы по сравнению экономической эффективности реагентов рассматриваем на примере пяти скважин Сосновского месторождения. Средний суточный дебит 4,1 т./сут. Годовая добыча нефти вычисляется по формуле:

Q_г=n*q*365*К_и

Где: n - количество скважин;

q - среднесуточный дебит одной скважины;

К_и=0,92 - коэффициент использования фонда скважин;

Q_г=5*4,1*365*0,92=6871,8 т.

Обработка скважины химическим методом будет вестись агрегатом ЦА-320.

Стоимость 1 часа работы ЦА-320 34580 руб. Стоимость 1 км. пробега 686,1 руб.

Затраты на научно-исследовательскую работу, приходящиеся на данный расчетный год, составляют 11804 руб./т.

Расчет приведенных затрат при использовании СНПХ-7 р-14.

С₁=40457 руб., Е_н=0,15

К₁=;

Т - Средняя стоимость одной операции по депарафинизации.

Т=Т₁+ Т₂

Т₁=1150500*2,25

1150500 руб. - цена 1 т. СНПХ-7 р-14; 2,25 т/опер. - расход 1 реагента на 1 операцию.

Т₂=34580*1,59+686,1*60=96148 руб.

1,59 ч. - время работы ЦА-320; 60 км. - пробег ЦА-320 до скважины и обратно.

Т= 1150500*2,25+96148=2684773 руб./опер.

К₁ =(24*5*2684773)/6871,8=46883 руб./т

З₁=40457+0,15*(46883+11804)=49260 руб./т

Расчет приведенных затрат при использовании ИПГ-11

С₁=40457 руб., Е_н=0,15

К₂=;

Т - Средняя стоимость одной операции по депарафинизации.

Т=Т₁+ Т₂

Т₁=1908360*0,02+7*40457

1908360 руб. - цена 1т. ИПГ-11;

0,02 т/опер. - расход 1 реагента на 1 операцию;

Так как количество ингибитора на одну обработку мало, то предлагаю его закачку вести вместе с нефтью (10 кг. ИПГ на 1т. нефти).

Для реагента к приему насоса используем дополнительные 5 тонн нефти. Себестоимость 1 т. нефти 40457 руб.

Т₂=34580*3,21+686,1*60=96148 руб.

3,21 ч. - время работы ЦА-320; 60 км. - пробег ЦА-320 до скважины и обратно.

Т=1908360*0,02+7*40457+34580*3,21+686,1*60 =524036 руб./опер.

К₂ =(24*5*524036)/6871,8=9151,1 руб./т

З₂=40457+0,15*(9151,1+11804)=43600,2 руб./т

Экономическая эффективность внедрения разрабатываемого метода защиты, а также внедрение ингибитора парафиноотложения ИПГ-11 обусловливается сокращением числа ремонта скважин по очистке от парафиноотложений, повышением межочистного периода(МОП). Как видно из таблицы, применение ИПГ-11 намного выгоднее и эффективнее СНПХ 7 р-14. Стоимость препарата и объём его закачки делает этот препарат выгодным и эффективным для применения его на скважинах.

Условный годовой экономический эффект от внедрения нового метода (ИПГ-11 по сравнению с СНПХ 7 р-14): Э = (49260-43600,2)*6871,8=38893013,6 руб.

Реагенты для химического метода депарафинизации - растворитель парафиноотложения (СНПХ-7 р-14) и ингибитор (ИПГ-11).

Расчет показателей экономической эффективности от внедрения химического метода депарафинизации