Экономическое обоснование применения паротеплового воздействия на скважине

Рисунок 6 Схема процесса прямоточного внутри пластового горения.

Зона 2 — зона горения и коксообразования. В ней происходят высокотемпературные окислительные процессы, т. е. горение остаточного коксоподобного топлива. Температура в этой зоне достигает своего максимального значения, которая обычно составляет 350−600°С. В результате горения образуются углекислый газ, окись углерода и вода. Тепло, выделяемое в процессе горения, аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потоку окислителя. Термохимическая реакция горения кокса записывается стехиометрическим уравнением видагде n — атомное отношение Н: С, содержащихся в одном моле коксе; m — отношение молей СО2 и СО в продуктах горения; СНm — молекулярная формула кокса. По этому уравнению можно оценивать количество кислорода и топлива, необходимых.

для поддержания горения в пласте. В лабораторных условиях установлено, что минимальное количество горючего, которое необходимо для поддержания внутрипластового горения, составляет 18−30 кг на 1 м³ нефтенасыщенной породы. Расход воздуха на сгорание 1 кг топлива (кокса) составляет обычно 10−12 м3. В зоне 2 под действием высокой температуры происходит крекинг и окислительный пиролиз фракций нефти, которые не были вытеснены к этому времени, с образованием жидких и газообразных продуктов с последующим растворением в нефти впереди фронта горения. Из тяжелых остатков в результате сложных термохимических реакций образуется коксоподобное вещество, которое служит топливом для поддержания процесса внутрипластового горения, а газообразные и жидкие углеводороды потоком газов горения и пара, образовавшегося из реакционной воды, вытесняются в направлении фильтрации. Углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность. В зоне 3 происходит испарение воды, содержащейся в пласте в свободном и связанном состоянии. При испарении воды с температурой в зоне 150−200°С происходит процесс перегонки нефти в потоке горячих2 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ПАРАТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТРВИЯ2.1 Обоснование показателей экономической эффективности.

При паратепловом воздействие на призабойную зону пласта, экономическая рентабельность проводимых мероприятий оценивается удельным расходом пара, необходимого для добычи дополнительной нефти. В процессе сжигания 1 т нефти можно получить в парогенераторах 13 — 15 т нефти, т. е. что бы технология была рентабельна удельный расход пара на дополнительно добытую 1 т нефти, не должен превышать 13 — 15 т. При этом затраты на подготовительные работы, а так же закачку пара составляют 30 — 35% от общих расходов. Это значит, что расход пара на дополнительно добытую тонну нефти не должен пеивышать 3 — 6 т. При выборе пласта, который будет подвергаться паратепловому воздействию, необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толща пласта должна привышать 6 м. При условии, что толщина нефтенасыщенного слоя будет меньше, процесс вытеснения нефти паром не будет рентабельным, из-за большой потери тепла через подошву и кровлю залежи. В то же время пласт должен залегать не глубже 1500 м, из-за потерь тепла по стволу скважины, из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м 1 м глубины, а так же технической сложности обеспечения прочности колонны. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в подошву и кровлю залежи. Общие потери теплоты в пласте и стволе скважины не должны превышать 50% от поступившего на устье тепла. Иначе процесс паротеплового воздействия будет не рентабельным. Что бы определить рентабельность планируемых мероприятий необходимо посчитать экономический эффект от получения прибыли за счет дополнительной добычи нефти. При расчете прибыли необходимо учитывать все статьи затрат: эксплуатационные затраты, затраты на подготовительные работы, затраты непосредственно на проведение паратеплового воздействия, затраты на электроэнергию, а так же на налоговые отчисления. Об экономической эффективности проекта можно судить на основании таких экономических показателей, как прибыль от реализации, накопленный за расчетный период поток денежной наличности и чистая текущая стоимость проекта. Численные значения данных показателей позволяют определить превышение стоимостной оценки результатов, над стоимостной оценкой затрат, общий доход предприятия по реализации данного проекта, за вычетом эксплуатационных затрат. Годовой экономический эффект:

Эмер = Рмер — Змер, где Эмер — показатель экономического эффекта, руб.;Рмер — стоимостная оценка результатов проведения ПТВ, руб.;Змер — стоимостная оценка совокупных затрат на ПТВ, руб. Стоимостная оценка результатов определяется:

Рмер = Q· Ц, где Q — дополнительная добыча нефти за счет ПТВ, т;Ц — цена одной тонны нефти, руб./т.Затраты состоят из издержек на добычу дополнительной нефти, а так же затрат на закачку пара. Дополнительные капитальные вложения не требуются, т.к. для проведения паротепловой обработки используется оборудование имеющееся на промысле. Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия:

Змер = Зобр + Зуп, где Зобр — затраты на проведение одной обработки скважин, руб.;Зуп — условно-переменные затраты, руб. Затраты на проведение операции паратеплового воздействия на пласт состоят из затрат на заработную плату работников, проводящих обработку, отчислений на социальное страхование, расходов на покупку необходимых для обработки реагентов, а так же цеховых расходов:

Зобр = Ззп + Зсоц + Змат + Зцех, Затраты на оплату работников, занятых в обработке:

Ззп =ЗП· Ч·12 мес./год, где ЗП — заработная плата, руб.;Ч — количество работающих на месторождении. Расходы на социальные нужды работников: Зсоц = n· Ззп/100,где n — ставка единого социального налога, 26%Материальные расходы: Змат = Vпара· Спара, где Vпара — расход пара для ПТВ, т;Спара — стоимость одной тонны агента, руб., Звод — затраты на закачку пара, тыс. руб. Цеховые расходы:

Зцех = m· Ззп/100,Прирост прибыли предприятия: ∆ПБ=(Ц-С2)· Q2-(Ц-С1) Q1, Где∆Пизменение прибыли, руб.;С1, С2 — себестоимость добычи 1 т нефти соответственно до и после проведения мероприятия, руб./т;Q1, Q2 — добыча нефти соответственно до и после проведения мероприятия, т;Ц — цена 1 т нефти по предприятию, руб./т.Себестоимость одной тонны нефти до внедрения мероприятия, Налог на прибыль:

Н = н· ∆ПБ/100,где н — процентная ставка налога на прибыль, 24%.Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

П = ПБ — Н, где Н — налог на прибыль, отчисляемый в бюджет, руб.

2.2 Расчет экономической эффективности.

Расчет экономической эффективно паратеплового воздействие проведем на примере месторождения высоковязкой нефти Катангли. Таблица 2.2 Исходные данные для расчета.

Дополнительная добыча нефти за счет применения ПТВ, тыс. т75,58Цена нефти, руб/т5500.

Суммарная добыча нефти с паротепловым воздействием, тыс. т173,79Обводненность продукции, 90,22Стоимость 1 т агента (пара), руб.

110,0Расход пара для ПТВ, тыс. т844Численность работников, чел.

34Среднемесячная заработная плата 1 работника, руб.

Заработная плата:

Зз/п = 17 000· 34·12= 6936,0 тыс. руб. Отчисления на социальные нужды (ЕСН):Зсоц = 6936· 0,26 = 1803,36 тыс. руб. Материальные затраты:

Змат = 844· 110 = 92 840,0 тыс. руб. Цеховые расходы:

Зцех = 6936· 0,25= 1734,0 тыс. руб. Совокупные затраты:

Зобр = 6936,0+92 840,0+1803,36+1734,0 = 103 313,36 тыс. руб. Условно-переменные затраты, составляющие 30% от материальных затрат:

Зуп = 92 840,0*0,30 = 27 852,0 тыс. руб. Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия:

Змер =103 313,36+27 852,0 = 131 165,36 тыс. руб. Стоимостная оценка результата проведенного мероприятия:

Рмер = 5500· 75,584 = 415 712,0 тыс. руб. Экономический эффект от проведения ПТВ: Эмер =415 712,0−131 165,36=284 546,64 тыс. руб. Себестоимость добычи 1 т нефти до проведения ПТВ: Прирост прибыли предприятия:

ПБ = (5500−4300)· 173,79-(5500−6274)·98,24 = 208 554,0+76 015,0 = 284 569,0 тыс. руб. Налог на прибыль:

Н = 284 569,0*0,24=68 296,56 тыс.

руб.Прирост чистой прибыли:

П = 284 569,0−68 296,56 = 216 272,44 тыс.

руб.Результаты проведенных расчетов представлены в таблице 2.

3.Таблица 2.3 Результаты расчета годового экономического эффекта от применения ПТВПоказательдо проведенияпосле проведения.

Добыча нефти, тыс. т. 98,21 173,79Расход пара, тыс. т 844,0Экономический эффект — в том числе прирост чистой прибыли284 546,64 216 272,44От применения данного метода экономический эффект составит 284 546,64 тыс. руб., в т. ч. прирост чистой прибыли.

216 272,44 тыс. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Решение проблемы повышения нефтеотдачи разрабатываемого месторождения, равносильна открытию нового месторождения и поэтому имеет огромное значение. Термические методы повышения нефтеотдачи являются наиболее подготовленными в техническом и технологическом плане, среди современных методов, направленных на аналогичный результат. Данные методы позволяют добывать высоковязкую нефть с увеличением конечной нефтеотдачи до 50%. Наиболее распространен среди термических методов метод паратеплового воздействия на пласт. Термические методы воздействия на пласт получили широкое развитие, благодаря тому, что лни решают комплекс сложных технических и научных проблем, среди которых особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50−60%.Опыт проведенных работ по паротепловому воздействию на пласт показывает, что данный метод является экономически оправданным, хотя и затратным средством интенсификации добычи нефти.

Но для этого необходимо соблюдение следующих условий.

1. Глубина залегания пласта не должна привышать 1500 м. Однако с решением ряда вопросов, в том числе проблемы борьбы с потерями тепла по стволу скважины, данный метод воздействия на пласт возможно применять и при больших глубин.

2. Мощность коллекторов, должна быть в пределах 14—15 м. Однако известны случаи получения хороших результатов и при обработке пластов меньшей мощности. Наилучшие результаты получают при наличии микропористого коллектора, насыщенного вязкой нефтью.

3. Пластовое давление более высоких значений благоприятнее для увеличения нефтеотдачи.

4. Наиболее подходящий для паротепловых обработок режим растворенного газа. На объект, выбранный в соответствии с указанными условиями, для паротепловой обработки составляется обоснованный проект с указанием схемы расстановки нагнетательных скважин, мест размещения парогенераторных установок и т. д. Кроме того, подробно описываются геологические, физико-технические и другие параметры работы скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Гиматудинова Ш. К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра.

1988. под ред. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. — М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.- 816с. Гиматудинов Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983 г. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений.

Учебник для вузов. — М.: ОАО Издательство «Недра». 1986 г. Айткулов А. У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т. К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.

Баренблатт Г. И. Ентов В.М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. — М.: Недра, 1984. 298 сАндреев В.В., Уразаков К. Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г. Газизов А. Ш., Газизов А. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения.

Технология и техника методов повышения нефтеотдачи.

г. Томск, Томский политехнический университет, 2003 г.