Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение
Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике. Почти все автомобили и самолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти – керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.
Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, ее состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Но не менее ценна нефть как сырье для химической промышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа (синтетический каучук, продукты основного органического синтеза, сажа, резиновые асбестотехнические и другие изделия).
Рост добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов в значительной мере будут определяться совершенствованием применяемой технологии разработки нефтяных залежей, темпами испытания и внедрения специальных физико–химических и термических методов воздействия на нефтяные пласты, правильностью выбора плотности сетки скважин.
Целью курсовой работы является: расчет экономической эффективности от закачки силинома. Основными задачами курсового проектирования являются: характеристика предприятия, расчет затрат на проведение ГТМ, расчет экономической эффективности от применения ГТМ.
1. Краткая характеристика предприятия
1.1 Краткая историческая справка
Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу от г. Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958 г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК «Башнефть» в рамках НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» (Новохазинская площадь), «Чекмагушнефть» (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО «Белкамнефть» (Вятская площадь).
В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р. Кама.
Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС. Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама – до отметки 66–68 м. По р. Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г. Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск.
Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево. Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.
Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию «Кутерем».
Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды, излишки поступают на компрессионные станции и далее – потребителям.
НГДУ Южарланнефть осуществляет разработку правобережной части Новохазинской площади, в границах которой находится 74,8% территории и 77,3% начальных геологических запасов нефти площади. Начиная с апреля 1979 г. НГДУ начало разрабатывать Наратовское нефтяное месторождение, с марта 1983 г. –Гареевское, с 1987 г. –Южное, с 1988 г. –Биавашское, с декабря 1994 г. –Кунгакское, в 1998 г. арендовало и в 1999 г. получило на постоянную разработку Тепляковское нефтяное месторождение у НГДУ Краснохолмнефть, с сентября 2000 г. ведет разработку Каюмовского месторождения в Аскинском районе.
Разработка ТТНК Новохазинской площади начата в 1960 г. Первый проектный документ –«Технологическая схема разработки Новохазинской площади» –составили Саттаров М.М. и др. в 1961 г. В схеме предусматривалась раздельная эксплуатация двух объектов (верхнего в составе I–V пластов и нижнего VI), применение законтурного и внутриконтурного заводнений. Максимальный фонд скважин составлял 1543, максимальный уровень добычи нефти –12 млн.т/год. Но уже в Генсхеме (1965) все пласты были объеденены в один объект (рекомендовано изучить возможность совместно-раздельной эксплуатации пачки, но предложение не было реализовано). Сохранялось условие раздельной закачки воды. В дальнейшем по мере изучения геологического строения Арланского месторождения уточнялись запасы и параметры пластов. В процессе исследований в области анализа, контроля и регулирования выяснилось, что многие из первоначальных решений в проектных документах были ошибочны. В 1978 г. был составлен уточненный проект разработки. В уточненном проекте разработки рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся лишь закачиваемым объектом. Предложена закачка ПАА и технической воды, это предусматривало дополнительное бурение скважин и уплотнение сетки скважин до 20 га/скв. В связи с отсутствием необходимого реагента был принят вариант закачки технической воды, при этом возможное достижение КИН –,397.
1.2 Организационная структура предприятия
Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ).
Структуру и штаты по добыче нефти и газа утверждает генеральный директор. Цех подразделяется на бригады, создаваемые по признаку однородности технологического процесса.
Обязанности между бригадами цеха и работниками инженерно-технических служб распределяются на основании соответствующих положений, должностных инструкций и единого тарифно-квалификационного справочника. Все распоряжения по цеху отдают по подчиненности.
Функциями ЦДНГ являются:
Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).
На цех возложены следующие функции:
Цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС).
Главной задачей цеха является своевременный и качественный ремонт скважин, проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению приемистости нагнетательных скважин, испытание новых образцов глубинного оборудования в скважинах.
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО).
Прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования является производ-ственным подразделением базы производственного обслуживания объединения. Цех осуществляет ремонт нефтепромыслового оборудования. Основной его функцией является обеспечение надежной работы оборудования, проведение своевременного и качественного ремонта оборудования НГДУ, изготовление изделий, запчастей и узлов оборудования.
Производственно-технический отдел НГДУ (ПТО).
Главной задачей производственного отдела является разработка оперативных планов производства, организационно-технических мероприятий, своевременного доведения плановых заданий до всех подразделений, осуществление контроля и анализа их выполнения, а также определение рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, совершенствование их, внедрение новой техники и передовой технологии, пропаганда достижений науки и техники и передовых технологических процессов.
Геологический отдел НГДУ.
Задача геологического отдела –дательное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания и эксплуатации, учет движения запасов нефти и газа по месторождениям, находящимся на балансе НГДУ, доразведка отдельных площадей, участков и блоков по разрабатываемым и подготовленным к разработке месторождениям.
Цех поддержания пластового давления (ЦППД).
Главной задачей ЦППД является обеспечение объектов закачкой воды в нефтяные пласты согласно режимов работы нефтяных месторождений.
Цех автоматизации производства (ЦАП).
Главной задачей ЦАП является монтаж, наладка, техническое обслуживание и обеспечение надежной работой КИП и средств автоматизации и телемеханизации производственных процессов, обеспечение единства и требуемой точности измерений, повышение уровня метрологического обеспечения производства.
Цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР).
Основные задачи ЦНИПР заключаются в оперативном проведении всех видов гидродинамических исследовательских работ, отдельных геофизических и химико-аналитических исследований, необходимых для осуществления правильного процесса разработки нефтяных и газовых месторождений, контроля и регулирования процесса выработки продуктивных залежей с целью достижения максимальной нефтеотдачи.
1.3 Основные технико-экономические показатели работы предприятия за предшествующий год и анализ их выполнения
Основными показателям и производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть» является добыча нефти и реализация товарной продукции. В таблице 1 приведены основные показатели НГДУ за 2005 год.
За 2005 год предприятием было реализовано продукции на общую сумму 168853 тысячи рублей, что составляет 102,2% против плана и получено прибыли в сумме 46986 тысяч рублей. Товарная добыча нефти составила за год 1861,1 тысяч тонн.
Валовая добыча нефти за 2005 год по месяцам представлена в таблице 2. За год предприятие добыло 1875, 5 тысяч тонн нефти, что составляет 101,9%. Сверх плана получено продукции 35,5 тысяч тонн. Добыча нефти по месяцам представлена на рис. 1.
В сложных экономических условиях, в которых оказалась вся нефтегазодобывающая отрасль, техническая политика НГДУ «Южарланнефть» строится в расчете на собственные силы и резервы. Важное место занимает реконструкция объектов нефтедобычи в связи с изменением условий их работы. Все работы по внедрению выполняются за счет собственных средств, при усилении режима экономии.
Месторождения, разрабатываемые предприятием, находятся на завершающем этапе эксплуатации. Это ставит перед коллективом ряд сложных и ответственных задач, главными из которых являются повышение нефтеотдачи залежей, сокращение темпов падения добычи нефти, снижения ее себестоимости, совершенствование экономической эффективности производства, автоматизация рабочих мест (АРМ).
Таблица 1. Основные показатели производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Южарланнефть»
|
№ п/п |
Показатели |
Ед.изм. |
2004 г. |
2005 г. |
2005 г. к 2004 г. |
||
|
1 |
Реализация продукции |
Тыс. руб. |
217319 |
165180 |
,2 |
,7 |
|
|
2 |
Валовая продукция |
Тыс. руб. |
1607436 |
1602822 |
,8 |
,5 |
|
|
3 |
Валовая добыча нефти |
Тыс.т. |
1966 |
1840 |
,5 |
,9 |
,4 |
|
4 |
Товарная добыча нефти |
Тыс.т. |
1949,2 |
1824,9 |
,2 |
,0 |
,5 |
|
5 |
Валовая добыча попутного газа |
Тыс.м2 |
22495 |
27020 |
,4 |
,3 |
|
|
6 |
Ввод новых нефтяных скважин в эксплуатацию |
СКВ. |
14 |
17 |
,4 |
||
|
7 |
Коэффициент экспл. действ. фонда скважин |
Коэф. |
0,935 |
0,940 |
,946 |
,6 |
,2 |
Таблица 2. Динамика добычи нефти НГДУ «Южарланнефть» за 2005 год (тн)
|
Месяц |
План |
Факт |
% |
|
Январь |
,6 |
||
|
Февраль |
,2 |
||
|
Март |
,9 |
||
|
Апрель |
,4 |
||
|
Май |
,3 |
||
|
Июнь |
,4 |
||
|
Июль |
,7 |
||
|
Август |
,8 |
||
|
Сентябрь |
,0 |
||
|
Октябрь |
,9 |
||
|
Ноябрь |
|||
|
Декабрь |
,9 |
||
|
ИТОГО: |
,9 |
2. Воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
Технология предназначена для увеличения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого с применением заводнения, и может быть эффективна для комплексной обработки как нагнетательных, гак и высокообводненных добывающих скважин. Эффективность метода основана на том, что в процессе выдержки в пласте водный раствор силинома коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы в этой зоне. Селективность метода позволяет проводить работы без предварительного определения интервалов поступления воды и разобщения нефтенасыщенной и обводненной частей пласта в стволе скважины.
В 2005 году данной технологией было охвачено пять нагнетательных скважин, расположенных на Арланской площади.
В таблице 3 приведены сведения об обработке скважин водоограничительным материалом «Силином ВН-М. В2005 г. расход товарного продукта составил 47,7 т.
Таблица 3 – Сведения по обработке нагнетательных скважин
|
№ скв./ №КНС |
Общая толщ. перфор. пластов, м |
Приемпст, м /сут |
Объем р-ра м3 |
Расход товар. прод., т |
Уд. расход раствора па 1 м толщ. перф. пласта, м 7 м |
Расход реагента |
|
|
Руст, к началу обраб., MПa |
на 1 м толщ, перф. пл., т/м |
на скв-обр., t/скв-обр. |
|||||
|
374/3 |
,2 |
/11,7 |
,5 |
,2 |
,9 |
,5 |
|
|
6034/3 |
,2 |
/12,7 |
,2 |
,6 |
.0 |
,2 |
|
|
6039/4 |
,2 |
/14,0 |
,2 |
,5 |
,8 |
,2 |
|
|
10097/3 |
,6 |
/13,6 |
,3 |
,4 |
,5 |
,3 |
|
|
7038 |
,8 |
/12,0 |
,5 |
,6 |
,1 |
,5 |
При анализе проведенных работ использовались методики, принятые в отрасли и рекомендованные для поздней стадии разработки месторождений, а также результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, промысловая информация по добывающим и нагнетательным скважинам.
По результатам исследования скважин методом снятия кривых падения давления ухудшение параметров пласта связано, видимо, с образованием в пласте водоограничительных экранов, что говорит об успешности обработок.
Из сопоставления эксплуатационных показателей работы участков до и после обработки следует, что анализируемых 33 нефтяных скважин добыча нефти увеличилась после применения технологии но 48% скважин, обводненность снизилась по 51%.
2005 г. дополнительная добыча составила 5,9 тыс.т. сокращение попутно добываемой воды – 77,9 тыс.т.
Всего за все время внедрения технологи дополнительная добыча нефти составила 262 тыс. т., сокращение ПДВ составило 471,5 тыс.т.
3. Расчетная часть
3.1 Краткая аннотация
В 2005 году предложена обработка скважин гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М» для повышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины. Данной технологией было охвачено пять нагнететельных скважин, расположенных на Арланской площади. Всего за время внедрения технологии дополнительная добыча составила 262 тыс. т., сокращение ПДВ составило 471,5 тыс. т.
3.2 Расчет затрат на закачку силинома
Расчет затрат на закачку силинома производится по следующим статьям:
Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно – квалификационного состава рабочих и повременно – премиальной системы оплаты труда. При закачке силинома задействованы:
Время на закачку силенома – 41 часа.
3.3 Расчет фонда оплаты труда
|
ФОТр=Зо, руб |
(1) |
Основная заработная плата определяется по формуле:
Зо=(Зтр+Зп+Дбр)*Кт, руб.
|
(2) |
где Кт – территориальный коэффициент, 1,15 (для Республики Башкортостан 15%)
Зтр – заработная плата по тарифу, руб.
Дбр – доплаты за бригадирство, ночное время и т.д., руб.
Зп –размер премий, руб.
Зо = (7380 + 5904) * 1,15 = 15276,60 руб.
Размер премии рассчитывается по формуле:
Зп = Зтр*П/100, руб
|
(3) |
где П –процент премии, составляет до 80% от заработной платы (по данным НГДУ «Арланнефть»).
Зп = 7380 * 80 / 100 = 5904 руб.
Зарплата по тарифу рассчитывается по формуле:
|
Зтр=Сс*Тэф*Р, руб |
(4) |
где Сс – средняя тарифная ставка рабочего, руб.
Тэф – эффективный фонд рабочего времени, час.
Р –число рабочих, чел.
Средняя тарифная ставка рабочего определяется как:
|
(5) |
где Сi –тарифная ставка i –го разряда, руб.
Pi –количество рабочих, имеющих i –й разряд, чел.
n –число разрядов
Сс = (40 * 1 + 39 * 1 + 53 * 1 + 48 * 1) = 45 руб.
4
3.4 Расчет начислений на заработную плату
Начисления на заработную плату являются обязательными для предприятий любой формы собственности. Из ФОТр отчисляется во внебюджетные фонды единый социальный налог в размере 26%.
Начисления на заработную плату определяются как:
|
Нз = ФОТр*Пз, руб. 100 |
(6) |
где Пз – процент начисления на заработную плату, 26%.
Нз = 15276,6 * 26 / 100 = 3971,92 руб.
3.5 Расчет затрат на материалы
Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого используемого материала на цену единицы соответствующего материала:
Cвmi= Qi * Цi, руб
|
(7) |
где Qi – количество i-го материала
Цi – цена i-го материала, руб.
Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.
Таблица 4 – Затраты на материалы
|
Наименование материалов |
Ед. изм |
Количество |
Цена, руб. |
Стоимость, руб. |
|
1. Силином |
т. |
,75 |
,75 |
|
|
ИТОГО: |
,75 |
3.6 Расчет затрат на услуги технологического транспорта
Затраты на проведение технологических операций определяются как:
|
Зто = tmi* Cмчi, руб |
(8) |
где tmi – время на технологическую операцию, осуществляемую i-ым транспортом, час
Cмчi-стоимость одного машино-часа i-го транспорта, руб.
Произведенные расчеты сводятся в таблицу 5.
Таблица 5 – Расчет затрат на проведение технологических операций
|
Наименование транспорта |
Время на тех. опер, час |
Стоимость 1 м\час, руб. |
Затраты на тех. операцию, руб. |
|
1. АЦ – |
|||
|
2. Автомобиль УАЗ |
|||
|
Итого: |
3.7 Расчет цеховых расходов
Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат:
Цеховые расходы –это косвенные расходы, они распределяются на себестоимость пропорционально заработной плате производственных рабочих и определяются по формуле:
|
Цр =ФОТр*Пцр/100, руб |
(9) |
где Пцр – процент цеховых расходов, % (107,6% по данным НГДУ «Арланнефть»)
Цр = 15276,6 * 107,6 / 100 = 16436,98 руб.
3.8 Расчет общих затрат на проведение геолого-технического мероприятия
Результаты расчетов по каждой статье сметы сводятся в таблицу 6.
Таблица 6 – Расчет затрат на проведение ГТМ
|
Наименование затрат |
Ед. изм |
Сумма, Руб. |
|
Фонд оплаты труда |
Руб. |
,60 |
|
Начисления на з/п |
Руб. |
,92 |
|
Материалы |
Руб. |
,75 |
|
Услуги транспорта |
Руб. |
,00 |
|
Цеховые расходы |
Руб. |
,98 |
ИТОГО по смете |
Руб. |
,25 |
3.9 Расчет экономической эффективности от проведения ГТМ
Расчет экономической эффективности производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности» РД 39–01/06–000–89.
Для проведения расчета составляется таблица исходных данных (табл. 7).
Таблица 7 – Исходные данные для расчета экономического эффекта от проведения ГТМ
|
Показатели |
Ед. изм. |
База сравнения |
Новая технология |
|
Добыча нефти |
тыс. т. |
,2 |
,2 |
|
Дполнительная добыча за счет мероприятия |
тыс. т. |
||
|
Себестоимость добычи 1 тонны нефти. |
руб./ т |
||
|
В том числе условно переменные затраты |
руб. т |
||
|
Затраты на мероприятие |
т. руб. |
,6 |
|
|
Оптовая цена на нефть |
руб. |
Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия, определяемые по формуле:
|
Зт=З+З |
(10) |
где 3 – эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.;
З – затраты на проведение мероприятия, руб.
Зт=2256,0 + 389,6= 2645,6 т. руб.
Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти на дополнительный годовой объем добычи нефти.
К условно-переменным относятся те статьи калькуляции себестоимости, затраты по которым прямо зависят от количества добытой нефти. Этими статьями являются:
) Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти.
) Расходы по искусственному воздействию на пласт.
) Расходы по сбору и транспорту нефти.
) Расходы по технологической подготовке нефти.
) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.
Каждая из перечисленных выше статей является комплексной, т.е. состоит из нескольких элементов затрат, часть которых с ростом добычи не изменяется. Поэтому, при подсчете дополнительных затрат, применяют коэффициент – 0,6 и сумму дополнительных затрат вычисляют по формуле:
|
З=(№1+№2+№7+№8+№10)*Q*0,6, руб. |
(11) |
где (№1+№2+№7+№8+№10) – сумма условно переменных статей калькуляции себестоимости 1 т нефти до внедрения мероприятия, руб.;
Q – дополнительная добыча нефти, т;
0,6 – коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добыче нефти.
З = 470 * 8000 * 0,6 = 225600 руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия рассчитывается по формуле:
Зт1=Qо*Со, руб.
|
(12) |
где Qо – объем добытой нефти до мероприятия, т;
Со – себестоимость 1 т нефти добытой до мероприятия, руб.
Зт1 = 1843,2 * 978 = 1802649,6 т. руб.
Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия рассчитывается по формуле:
|
Зт2 = Зт1+З |
(13) |
Зт2= 1802649,6 + 2645,6 = 1805295,2 т. руб.
Отсюда себестоимость добычи 1 т нефти, добытой с использованием мероприятия составит:
Сt=Зт2/Qt, руб./ т
|
(14) |
Сt = 1805295,2 / 1851,2 = 975,2 руб.
При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти экономический эффект представляет собой прибыль, остающуюся в распоряжении предприятия. Прирост балансовой прибыли от дополнительной добычи нефти рассчитывается по формуле:
|
П=(Цt-Ct)*Qt –(Цt-Co)*Qo, руб. |
(15) |
|
П = (990 – 975,2) * 1851,2 – (990 – 978) * 1843,2 = 5279,36 т. руб.
Налог на прибыль рассчитывается по формуле:
|
H=П *24/100, руб. |
(16) |
|
|
где 24% – ставка налога на прибыль. |
Н = 5631,09 * 24 / 100 = 1351,46 т. руб.
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия рассчитывается по формуле:
П=П-Н, руб.
|
(17) |
||
П = 5279,36 – 1267,05 = 4012,31 т. руб.
Далее составляется сравнительная таблица технико-экономических показателей.
Таблица 7 – Сравнительная таблица технико-экономических показателей
|
Показатели |
Един. изм. |
База сравнения |
Новая технология |
Отклонения (+/–) |
|
Годовая добыча нефти |
тыс. т |
,2 |
,2 |
+8 |
|
Затраты на мероприятие |
руб. |
,6 |
||
|
Себестоимость 1 т. нефти |
тыс. руб. |
,2 |
-2,8 |
|
|
Прирост балансовой прибыли |
тыс. руб. |
,36 |
||
|
Налог на прибыль |
тыс. руб. |
,05 |
||
|
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия |
тыс. руб. |
,31 |
Выводы и предложения
На основании анализа, проведенного по расчету эффективности закачки «Силинома» в НГДУ Южарланнефть, можно заключить, что данные обработки химического воздействия на пласт, являются технологически обоснованными. Эффект, полученный от закачки «Силинома» покрывает расходы на её проведение и значительно влияет на увеличение добычи нефти.
Из расчетов видно, что после проведения закачки добыча нефти увеличилась на 8 т.т.
Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 4012,31 т. руб. Она образуется за счет увеличения добычи нефти в результате технологического регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта закачкой щелочно-полимерных растворов и снижения себестоимости добычи 1т нефти с 978 руб. до 975,2 руб.
Данная технология воздействия на пласт является одной из малозатратных и доступных, технологична в осеннее зимний период.
Рекомендуется для дальнейшего применения.
Литература
РД 39 –/06 ––.