додатково видобутої нафти
Для розрахунку собівартості додатково видобутої нафти, спочатку визна-чимо об'єм додаткового видобутку.
Внаслідок проведення термохімічного оброблення на свердловині №23-Півд.-Гвізд прогнозується зростання дебіту свердловини в 1,78 рази. При цьому початковий дебіт свердловини по нафті до оброблення складав 1,243 т/добу, а після оброблення складає 2,21 т/добу.
Визначаємо річний додатковий видобуток нафти отриманий за рахунок проведення на свердловині №23 процесу ВСТХО за наступною формулою:
(9.1)
де — додатковий видобуток нафти, т;
- дебіт свердловини після проведення процесу ВСТХО, т/добу;
- дебіт свердловими до проведення процесу ВСТХО, т/добу;
- кількість днів в році, що працювала свердловина, = 365 днів;
- середньорічний коефіцієнт, що враховує з часом падіння дебіту свер-дловини після проведення ВСТХО (при роботі свердловини цілий рік цей коефі-цієнт рівний 0,5, при роботі дев'ять місяців він рівний 0,625, про роботі свер-дловини шість календарних місяців - 0,75 та при роботі три місяці в поточному році-0,875).
Отже, річний додатковий видобуток нафти, обрахований за формулою (9.1), для свердловини №23, яка працюватиме цілий звітно-розрахунковий рік, становитиме:
т
Здійснюємо розрахунок собівартості додатково видобутої нафти за нас-тупною формулою:
(9.2)
де С - повні витрати (собівартість) на видобуток додаткової нафти, грн;
Зкош- витрати на здійснення ВСТХО згідно кошторису, грн (табл. 9.3);
Звн - фактичні витрати на видобуток нафти, грн/т (табл. 9.1);
Зпід - фактичні витрати на підготовку нафти згідно калькуляції (табл. 9.1);
Згрр - фактичні витрати на геолого-розвідувальні роботи та плата за надра (табл. 9.1).
Відповідно отримуємо:
С = 18623,51+ 48,69x34,7 + 38,9x34,7 + 32,59 х34,7
С = 22793,76 грн.
Тобто, повні витрати на видобуток додаткової нафти за рік складатимуть 22793,76 грн.
9.4 Розрахунок річного економічного ефекту
Здійснюємо розрахунок річного економічного ефекту з умови впровад-ження ВСТХО на свердловині - №23-Півд.-Гвізд.
Визначаємо економічну ефективність від проведеного нами ВСТХО, як до-датково одержаний дохід підприємства:
(9.3)
де Ц - ціна нафти, що за даними підприємства НГВУ "Надвірнанафтогаз" складає 920 грн./т (відпускна ціна);
СП - повні витрати (собівартість) на видобуток додаткової нафти, грн.
Розраховуємо річний економічний ефект по свердловині №23 за формулою
(9.3):
Е1 = 176,48x920 - 22793,76 = 13956,67 грн.
Тобто, річний економічний ефект буде становити величину 13956,67 грн.
Отже, після проведення техніко-економічних розрахунків ми можемо зробити наступний висновок: проведення ВСТХО на свердловині №23 Південно-Гвіздецького нафтогазоконденсатного родовища є економічно доцільним, тому що розрахунковий річний економічний ефект становитиме 13956,67 грн., за умови повного впровадження ВСТХО на середньоменілітовому покладі Південно-Гвіздецького родовища.
ЗАГАЛЬНІ ВИСНОВКИ
Виконавши дипломний проект роботу на тему "Аналіз поточного стану і перспективи розробки Південно-Гвіздецького нафтогазоконденсатного родовища та проектування внутрішньосвердловинної термохімічної обробки видобувних свердловин", можна зробити наступні загальні висновки:
Приведена геолого-промислова характеристика родовища і покладу, та
проаналізовано літолого-стратиграфічний розріз родовища, колекторські
властивості пластів і фізико-хімічний склад пластових флюїдів, приведено
запаси нафти і газу.
Проаналізовано стан розробки Південно-Гвіздецького родовища у
часі основних показників розробки родовища. Розглянуто аналіз поточного
стану розробки, який свідчить про те, що родовище перебуває на завершальній
стадії розробки.
Розглянувши роботу фонду свердловин родовища та ускладнення в їх
роботі, можна заключити, що фонд свердловин перебуває в цілому в задовіль-
ному стані, хоча в процесі роботи виникає багато ускладнень, що пов'язані із
відкладенням парафіну.
Приведено короткий аналіз системи збору нафти по родовищу.
На основі аналізу технологічних режимів роботи свердловин та аналізів
методу діяння на ПЗП було обгрунтовано проведення ВСТХО. для якого було обрано свердловину №2. Розраховані технологічні параметри здійснення запроектованого процесу для свердловини 2, необхідна кількість матеріалів для його проведення, а також підібрано обладнання для здійснення процесу.
Підрахована технологічна ефективність проведення ВСТХО на свердловині , яка склала 1,49 рази, тобто даний вид впливу на привибійну зону пласта доцільно провести.
Після реалізації ВСТХО розраховано нові режимні параметри роботи
свердловини.
Висвітлено заходи з охорони праці при експлуатації свердловини та
при здійсненні запроектованого технологічного процесу, а також заходи з охорони навколишнього середовища при розробці родовища. Виконано розра-хунок засобів пожежогасіння нафтових резервуарів.
8. Розраховано річний економічний ефект від проведеного процесу, при умові впровадження даного процесу по свердловині 1 складе 9130,24 гри.