Эксплуатационные затраты и себестоимость добычи нефти

Исходные данные для расчета эксплуатационных затрат в до­бычу нефти и на закачку воды:

1) действующий фонд эксплуатационных и нагнетательных

скважин;

2) число скважин, оборудованных погружными электрона­сосами;

3) среднесуточный дебит скважины, оборудованной погруж­ным электронасосом;

4) добыча нефти и количество закачанной в пласт воды;

5) давление на забоях скважин.

Расчет затрат производится по следующим группам расходов:

1) амортизация скважин и прочих основных средств;

2) заработная плата производственного персонала с отчи­слениями на социальное страхование, текущий ремонт, цеховые и общественные расходы (затраты на обслуживание скважин);

3) расходы па перекачку нефти

4) расходы на электроэнергию, потребляемую погружными электронасосами и при закачке воды в пласт.

Амортизационные отчисления на скважины (эксплуатацион­ные, нагнетательные и контрольные) определяют по среднему их значению за каждый год рассматриваемого периода разработки, по их стоимости и по действующим нормам, а отчисления на про­чие основные средства, к которым относятся объекты обустрой­ства нефтепромыслов и цеха ППД, рассчитывают для каждого года рассматриваемого периода разработки на основе данных о средневзвешенной стоимости усредненной нормы амортизации по группе прочих основных средств.

Для определения расходов на заработную плату производ­ственного персонала с отчислениями на социальное страхование, текущий ремонт, цеховые и общепромысловые расходы вначале рассчитывают затраты на обслуживание одной эксплуатационной и одной нагнетательной скважины за год, предшествующий рассматриваемому, а затем путем умножения полученной суммы на среднее число эксплуатационных и нагнетательных скважин — ежегодную сумму затрат.

Расходы на перекачку нефти определяют произведением стои­мости перекачки 1 т нефти на количество добываемой нефти в год. При этом амортизация основных средств цеха перекачки нефти не учитывается, так как последняя учитывается при опре­делении амортизации промысловых и прочих основных средств. Уровень удельных расходов на перекачку 1 т нефти относи­тельно небольшой. Вследствие этого его можно принять постоян­ным на все годы рассматриваемого периода.

Расходы на электроэнергию, потребляемую погружными элек­тронасосами, определяют как произведение стоимости электро­энергии, потребляемой в среднем каждой скважиной, на средневз­вешенное за каждый год рассматриваемого периода разработки количество скважин оборудованных погружными электронасосами. Для определения количества элоктроэноргии, потребляемой каждой скважиной, оборудованной погружным электронасосом, вначале по специальной номограмме устанавливают мощность электродвигателя погружного электронасоса, а затем, умноже­нием ее значения на число часов в году и на коэффициент эксплуа­тации скважин, рассчитывают количество электроэнергии, по­требляемой насосом в год.

Затраты на электроэнергию по закачке воды в пласт опреде­ляют с учетом данных объемов воды, ежегодно закачиваемой в пласт, и удельного расхода электроэнергии на 1 м³ воды и стои­мости 1 Дж электроэнергии.

Суммируя эксплуатационные расходы по всем группам за­трат и деля их на соответствующие значения годовой добычи нефти, находят промысловую себестоимость нефти за каждый год рассматриваемого периода разработки месторождения.

Эффективность рекомендуемого варианта разработки

Выбранный вариант разработки нефтяного месторождения должен характеризоваться высокой эффективностью. Эффектив­ность разработки нефтяного месторождения определяется:

-темпом разработки месторождения;

- минимальным уровнем материальных и трудовых затрат на единицу продукции;

- наиболее полным использованием запасов нефти, изме­ряемым коэффициентом нефтеотдачи.

Темп разработки нефтяной залежи тесно связан с капиталь­ными вложениями в разработку: чем короче срок разработки месторождения, тем больше капитальные вложения.

Поскольку теми разработки месторождения предопределен задачами плана, то при сравнении данных проекта разработки с показателями разработки аналогичных месторождений нет нужды сопоставлять уровни текущей добычи нефти. Уровень затрат и наиболее полное использование запасов нефти действительно позволяют дать оценку эффективности системы разработки.

Для сравнения этих показателей необходимо иметь залежь с одинаковыми физическими свойствами. В противном случае потребуется соответственным образом скорректировать экономи­ческие показатели разработки. На рис. XIX.3 показаны кривые зависимости себестоимости добычи нефти и удельных капиталь­ных вложений на 1 м³- текущей добычи от дебита скважин. Пользуясь ими, можно произвести корректировку экономических показателей разработки нефтяных месторождений, имеющих раз­личную гидропроводимость пласта. Так допустим, что на место­рождении, с показателями разработки которого сравниваются показатели рекомендуемого варианта, себестоимость добычи 1 м³ нефти составляет 2, 5 руб., а капитальные вложения на 1 м³ текущей добычи нефти — 20 руб. Средний дебит скважины q =5*10^-4 м³/с, гидропроводность пласта в 1, 5 раза ниже, чем на проектируемом месторождении. Тогда, очевидно, гидропро­водность пласта рекомендуемого варианта будет в 1, 5 раза больше фактической. Вследствие чего дебит скважины будет q = 7, 5х10^-4 м³/с.

По кривым на рис. XIX.3 находим, что с изменением дебита (от 5-10^-4 м³/с) себестоимость добычи нефти снизится на 19% (от 64 до 45), а капитальные вложения на 1м³ - текущей добычи нефти — на 18, 5% (от 60 до 41, 5). Тогда после корректировки получим себестоимость добычи 1м³- нефти 2, 03 руб., капитальные вложения на 1м³- текущей добычи нефти — 16, 1 руб.

При оценке эффективности рекомендуемого варианта разра­ботки следует исходить из экономических показателей, определя­емых к моменту освоения залежи на полную мощность:

а) капитальных вложений на м³ годовой добычи нефти;

б) себестоимости добычи 1 м³ нефти;

в) производительности труда рабочих, определяемой долей годовой добычи нефти, приходящейся на одного рабочего основ­ного производства.

Степень использования запасов нефти определяется сравнением запроектированных коэффициентов нефтеотдачи. При определении показателя эффективности капитальных вложений расчеты следует вести только по капвложениям в основное производство (буре­ние скважин, обустройство промыслов и цехов ППД), так как прочие капитальные вложения (в жилищно бытового и дорож­ное строительство, энергетику, водоснабжение, канализацию, связь и др.) по существу не зави­сят от вариантов разработки.

Себестоимость добычи нефти определяется в объеме статей расходов, составляющую промысловую себестоимость добычи нефти. Сравнивая показатели рекомендуемого варианта разработки с показателями разработки двух месторождений, легко выяснить эффективность рекомендуемого варианта в виде экономии капи­тальных вложений и эксплуатационных затрат и роста произво­дительности труда. Экономия капвложений:

Э_к= (K_p-K_cр)Q_т (XIX.14)

а экономию эксплуатационных затрат

Ээ = (С_ср-С_п) Q_т (XIX.15)

где К_р и К_ср — капитальные вложения на 1 т текущей добычи нефти по рекомендуемому варианту разработки и на сравнива­емых месторождениях соответственно; Q_т — текущая добыча нефти по рекомендуемому варианту разработки; С_ср и С_п— фактиче­ская себестоимость добычи нефти на сравниваемых месторождениях и проектная себестоимость.

Экономическая эффективность выражается в сокращении ка­питальных вложений, трудовых и эксплуатационных затрат, а также в росте балансовой прибыли, чистого дохода и рентабель­ности производства.

Экономия капитальных вложений за счет более высокого коэффициента нефтеотдачи

Эв= Δ ω (К1-К2)-Δ К (XIX.16)

Рис. XIX.3. Зависимость себестоимости С и капитальных вложений на 1м³ из токущей добычи нефти К_об от дебита скважины (К_об и С при q=3-10^-4 м³/сут приняты за 100%)

где Δ ω — прирост извлекаемых запасов нефти в. млн. т; K1 и К2 — удельные капитальные вложения в разведку (по среднерайонному уровню) и в добычу нефти (по варианту без поддержания пласто­вого давления) в руб/т; Δ К — дополнительные капитальные вложения на IIПД в млн. руб.

Экономию эксплуатационных расходов рассчитывают по фор­муле

(XIX.17)

Здесь С_с — себестоимость добычи нефти без ППД в руб/т; Зд и Зс — затраты на деэмульсацию и перекачку, сбор и транс­порт нефти в руб/т.

Для определения прироста балансовой прибыли, получаемой после реализации дополнительно добытой нефти, используется формула

n = (Ц_н - С_п) Δ ω (XIX.18).

где Ц_н — цена нефти в руб/т; С_п — себестоимость добычи нефти с ППД в руб/т.

Чистый доход от реализации нефтепродуктов, вырабатываемых из дополнительно полученной нефти,

(XIX.19).

где Цс — стоимость нефтепродуктов, получаемых из одной тонны нефти, в оптовых ценах промышленности в руб/т; 3_пер и З_т — затраты на переработку и транспорт нефти в руб/т; З_тс — торгово-сбытовые издержки в руб/т.

Рентабельность систем разработки:
Р = П/ К_р (XIX.20).

Здесь П — среднегодовая балансовая прибыль; К_р — капиталь­ные вложения за весь срок разработки.

В заключение отметим, что наиболее благоприятные возмож­ности для улучшения планирования добычи нефти по объектам разработки многопластового месторождения присущи методы математического программировании.