ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СРЕДСТВ БОРЬБЫ С КОРРОЗИЕЙ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Куйбышев 6 1979

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб

МЕГОДИЧВСКИВ УКАЗАНИЯ

по определению экономической эффективности средств борьбы с коррозией в добыче нефти РД 39-3-130-78

Куйбышев 1979

Ц$ - средняя стоимость бурения одной скважины-дублера, руб.; п - число вновь пробуренных сквахин-дублеров за весь период разработки месторождения;

Т_Ц_М - остаточная стоимость всех ликвидированных из-за коррозии обсадных колонн скважин за весь период разработки месторождения, руб.;

£АО_вС_а - затраты по добыче, перекачке, подготовке, утилизации и захоронению посторонней воды, добытой по скважинам с нарушенной герметичностью обсадной колонны, за тот же период, руб.;

TAQ_B - объем добычи посторонней воды, т;

С_а - затраты по добыче, перекачке, подготовке, утилизации и захоронению I т посторонней воды, руб.;

/V - анализируемый фонд скважин на месторождении;

А_пх - среднегодовые текущие издержки, обусловленные эксплуатацией пакера и хвостовика, применяемых для изоляции поврежденной части колонны от продуктивной зоны пласта, руб.; А_а - амортизация скважин-дублеров в расчете на одну скважину эксплуатационного фонда по месторождению, руб.

2.3. Затраты на ремонтно-изоляционные работы определяют по

формуле

(9)

где - суммарное число скважин с нарушенной герметичностью ко-

Ррур - средняя стоимость проведения одного капитального ремонта скважины по восстановлению герметичности обсадной колонны с целью изоляции призабойной зоны от посторонних вод, руб.;

- коэффициент частоты повторных ремонтов на скважину.

Общее число скважин с нарушением герметичности обсадной колонны за весь период разработки месторождения рассчитывают по формуле

Стр.12 РД 39-3-130-78

где Пф - фактически выявленное число скважин с нарушением герметичности колонны на дату проведения исследования;

П_ож - ожидаемое число нарушений герметичности на планируемый период от даты проведения исследования до конца разработки месторождения (сроки службы взяты в годах).

^п°* "    ^(tp~^tv⁾'    ^(п>

где t(p - средний фактический срок службы одной скважины к моменту проведения исследования; t_n - среднее время работы скважины без нарушения герметичности колонны - от даты ввода в эксплуатацию до даты появления первого коррозионного повреждения; tp - срок разработки месторождения.

Коэффициент частоты повторных ремонтов на скважину определяют по формуле

где trip - число всех капитальных ремонтов по изоляции скважин от посторонних вод за анализируемый период; ^по6ш. ~ ^тасло скважин, имеющих нарушение герметичности колонны, за тот же период.

2.4. Сопутствующие капитальные вложения по месторождению на одну скважину рассчитывают для базового и нового вариантов по формуле

_Г' _ Us*, +    ,

где Ц$ - средняя стоимость бурения скважины-дублера, руб.; п, - число пробуренных скважин-дублеров за анализируемый период;

ГЦ_я - остаточная стоимость всех скважин, ликвидированных жэ-8а корроади колонн, руб.;

Ц/ц - стоимость пакера и хвостовика, руб.;

А/ - число скважин на месторождении.

UЛ и U 12“ годовые текущие издержки на скважину но содержанию и эксплуатации оборудования Z -го вида, работающего в агрессивной коррозионной среде, до и после применения ингибитора, руб.;

Д - стоимость оборудования L - го вида , защищаемого ингибитором, руб.;

З_и - суммарные затраты на ингибиторную защиту, руб.;

А₂ - годовой объем внедрения скважин, на которых применяются интибитокоррозии.

Затраты на ингибиторную защиту рассчитывают за весь срок службы оборудования по формуле

L СU'„ ~и'_иг ) - Е„ (К_а'_г ~ Kut )

(f+eY

где Uy_f и U'_uz - годовые текущие издержки на ингибиторную защиту по

_{f t} базовому и новому вариантам, руб.;

^ui ^и ^иг - капитальные вложения в ингибиторную защиту по тем же вариантам, руб.; t - срок службы средства труда после внедрения новых ингибиторов, лет.

2.14.    В связи с тем что электрохимическая коррозия в нефтяных скважинах усиливается с ростом удельного содержания воды в добываемой продукции (при наличии в ней агрессивных компонентов интенсивность коррозионного процесса возрастает в несколько раз)» расчет затрат для базового и нового вариантов производят по способам эксплуатации и по группам скважин с одинаковой степенью об* водненяостн.

2.15.    При эксплуатации скважин глубинными насосами под воздействием коррозионной среды разрушаются насосно-компрессорные трубы (НКТ), внутренняя поверхность обсадной колонны, насосные штанги, глубинный насос, выкидная линия, а при эксплуатации скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами, еще и погружной электродвигатель, насос, электрокабель.

2.16.    Годовые текущие издержки на одну скважину (из группы скважин с одинаковой степенью обводненности) определяют отдельно для базового и нового вариантов. Расчет годовых издержек на каждый из видов оборудования производят по формулам:

насосяо-компрессорные трубы

глубинные насосы

, / Ц_нг + Р_мг

и_чг -    .    ^нг ;    (26)

¹нг

насосные штанги

:    (27)

ШТ

выкидная линия

Ufyj “    я&л    >    ^^8)

электропогружнке установки

Ul~Pm+P*\

обсадная колонна [формула (8)] , где Р_т - стоимость проведения подземных ремонтов по скважине из-за отказа НКТ за срок их службы* руб.;

Ц^. - стоимость глубинного насоса, руб.;

Р_нг - стоимость проведения подземных ремонтов из-эа отказа глубинных насосов, руб.;

п_м - годовое число порывов выкидной линии скважины;

Р_шт - стоимость подземных ремонтов по скважине из-за отказа лтанг за срок их службы, руб.;

Р_м - стоимость ремонта по ликвидации порыва выкидной линии, РУ<5.;

- годовая стоимость подземных ремонтов по скважине из-за отказа погружной установки или отдельных ее узлов (насоса электродвигателя, электрокабеля), руб.;

5-0704

/лг - годовая стоимость капитальных ремонтов погружных установок по скважине, руб.; сроки службы, лет:

/_т - НКТ;

t_Hr - глубинного насоса;

Ь_шт - насосных штанг.

2.17. Сроки службы каждого из видов оборудования определяют по фактическим данным о списании из-за коррозии (раздельно по каждой группе скважин с одинаковой обводненностью).

Бели обводненность скважин за время работы оборудования существенно изменяется, то рассчитывают среднее значение обводненности по формуле

юо%

где Q_H* Q_s- соответственно объем добычи нефти и воды по скважине за время службы оборудования L -го вида, т; t - срок службы оборудования    с-го    вида, лет.

Установив среднюю обводненность (%), влияющую на коррозионный износ каждого из видов оборудования, производят группировку сроков службы по степеням обводненности скважин (30-40 , 40-50 и т.д. до 100/С). Определяют среднее значение срока службы в каждой группе до формуле

где t_Cp£ - средний срок службы оборудования L-го вида в группе, лет;

/г - число значений признака в группе;

Z ti - сумма фактических сроков службы оборудования с - го вида в группе, лет.

2.18. Годовые текущие издержки на ингибиторную защиту скважины U'_u определяют по формулам:

при периодической закачке ингибитора в затрубное пространство скважины

РД 39-3-130-78 Стр. 19 при непрерывной закачке ингибитора в скважину

(33)

где пг - годовое число скважино-операций по закачке ингибитора в скважину;

0_а - расход ингибитора на одну закачку, т;

0_ЦЗ - годовой расход ингибитора на скважину при непрерывной закачке, т;

Ц_и - цена I т ингибитора, руб.;

Ц_а - стоимость одного машино-часа работы спецагрегатов по закачке и продавке ингибитора в скважину, руб.;

top - продолжительность одной скважино-опередни по закачке ингибитора, ч;

Зр - зарплата оператора, обслуживащего установку по закачке ингибитора, руб. на скважино-операцию;

Зд - годовые затраты на эксплуатацию и обслуживание дозатор-ной установки, руб.;

Ар - годовая сумма амортизации резервуаров и емкостей, используемых для хранения и приготовления раствора ингибитора, РУ<5.

2.19. Капитальные вложения в ингибиторную защиту определ: от по формулам;

при периодической закачке ингибитора

£рл ^т    Jtp^ .

Ъ*и    ^Ц° * г    *

при непрерывной подаче ингибитора в скважину

^к* ■^ц* * лГ '    ⁽³⁵⁾

где Ц_а - стоимость агрегата для закачки и нагнетания ингибитора в скважину, руб.; tgp - продолжительность одной скважино-операции по закачке и нагнетанию ингибитора, ч;

Настоящие методические указания содержат основные правила определения экономической эффективности средств борьбы с коррозией:

-    при технико-экономическом обосновании создаваемых и внедряемых средств;

-    при разработке норм, нормативов в показателей планов предприятий, объединений и министерства;

-    при расчетах фактической экономической эффективности от их внедрения;

-    при расчетах размеров премий за ах создание и внедрение.

Методические указания одобрены Госкомитетом по науке и технике при СМ СССР и положены в основу методики определения экономической эффективности ингибиторов коррозии в нефтедобывающей

прастленности для стран - членов СЭВ.

Методические указания разработаны Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (ВНИИТнефть) про участии Технического ж Планово-экономического управлений Мнкнефтепрома и ВНИИ.

Составители; В.Д.Ино8вм1ева, Н.Х.Нейман, В.В.Лебедев, Г.В. Купцова (ВНИИТнефть), Л.Ф.Бурченков (Ниниефтепром), В.И.Лузин (ВНИИ).

Утверждены заместителем министра нефтяной промымленности Э.М.Халимовым 28.12.1978 г.

(?) Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 1979.

т - годовое число операций по закачке ингибитора в скважину;

Т_к - календарное время пребывания агрегата в хозяйстве в течение года, ч;

Р_и - коэффициент использования агрегата в течение года;

Ир - цена резервуаров и емкостей для хранения и приготовления раствора ингибитора, руо.;

Ц_А - стоимость дозаторной установки, руб.:

A_t - годовой объем внедрения скважин, на которых будет применена ингибиторная зажита.

2.20. Годовой экономический эффект по нефтедобнващему предприятию от внедрения ингибиторной зажиты оборудования и выкидных линий определяют для каждого способа эксплуатации по формуле

Обозначения в формуле (36) те же, что и в формулах (23), (24). Реновацию оборудования L-го вида по базовому и новому вариантам определяют как величину, обратную его сроку службы соответственно до и после применения ингибиторной защиты

Насосно-компрессорные трубы о внутренним покрытием (бакелитово-эпоксидным, эмалевым,

2.21. Годовой народнохозяйственный эффект от производства и исгользования НКТ с покрытием определяют по формуле

(37)

где P_t и Р_г - реновация НКГ (базовый и новый варианты);

U_t и (1_г- годовые текущие издержки на эксплуатацию НКТ по скважине (базовый и новый варианты/, руб.;

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по определений экономической эффективности средств борьбы с коррозией в добыче нефти

РД 39-3-130-78

Приказом Министерства нефтяной промышленности Л II от 05.01.1979 г. срок введения установлен с 01.02.1979 г.

Взамен "Временной методики по определение экономической эффективности средств борьбы с коррозией в добыче нефти"

I. 0ЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящие методические указания определяют основные приемы расчетов годового экономического эффекта средств, предназначенных для защиты от коррозии обсадных колонн скважин, оборудования для добычи и внутрипромысловой подготовки нефти, а также оборудования системы поддержания пластового давления (ПОД), внут-рилромыеловых коммуникаций и магистральных нефтепроводов.

1.2.    Методические указания разработаны в соответствии с "Методикой (основными положениями) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений", утвержденной Госкомитетом Совета ЬЬнистров СССР по науке и технике, Госпланом СССР, Академией наук СССР и Госкомитетом Совета Министров СССР по делам изобретений я открытий 14.02.1977 г., являются обязательными для предприятий, объединений, научно-исследовательских и проектных институтов и органов управления Министерства нефтяной прошеалениости на всех стадиях создания и внедрения новой техники (новых средств борьбы с коррозией в добыче нефти).

1.3.    К новой технике относятся:

-    новые и усовершенствованные пленкообравухщме ингибиторы коррозии и ингибиторы-бактерициды;

-    новые и усовершенствованные антикоррозионные покрытия труб нефтяного сортамента, а также нефтепромыслового оборудования, предназначенного для добычи нефти и ее хранения;

-    новые виды оборудования и труб иэ антикоррозионных сталей;

-    трубы из алюминиевых сплавов и неметаллические трубы;

-    новые и усовершенствованные средства электрохимической защиты и т.п.

К новой технике относятся такие средства защиты от коррозии, обеспечивающие улучшение условий труда и охрану окружающей среды (ингибиторы без неприятного запаха, нетоксичные ингибиторы и лакокрасочные материалы для покрытий и т.д.).

1.4.    Решение о целесообразности создания и внедрения новых средств борьбы с коррозией принимают на основе экономического эффекта, определяемого на годовой объем производства и использования средств защиты в нефтедобывающей отрасли в расчетном году (годового экономического эффекта). За расчетный год принимают первый год после окончания планируемого (нормативного) срока освоения производства новых средств борьбы с коррозией. Как правило, это второй или третий календарный год серийного выпуска этих средств.

1.5.    Для отражения годового экономического эффекта и составляющих его элементов, а также других показателей экономической эффективности новых средств борьбы с коррозией в нормах, нормативах и показателях планов расчет соответствующих данных производят по всем годам планируемого периода их производства и эксплуатации.

1.6.    В расчетах экономической эффективности определяют народнохозяйственный экономический эффект от производства ж использования средств борьбы с коррозией и годовой экономический эффект от использования этих средств на нефтедобывающих предприятиях.

1.7.    Научно-исследовательские институты, занимающиеся созданием средств противокоррозионной защиты и исследованиями оптимальных условий их применения в нефтедобывающей промышленности, а также предприятия, производящие эти средства, определяют народнохозяйственный эффект от производства и использования средств борьбы с коррозией на всех стадиях прохождения разработки.

1.8.    Нефтедобывающие предприятия, на которых запланировано внедрение или внедрены в нефтепромысловую практику средства противокоррозионной защиты, рассчитывают годовой экономический эффект от внедрения их (разность приведенных затрат).

1.9.    Народнохозяйственный экономический эффект определяют за весь срок службы средств труда после защиты их противокоррозионным средством. На основе этого эффекта пронаводятся выбор того иля

иного варианта создания средств противокоррозионной защиты, решается вопрос о постановке их на серийное производство, а также рассчитывается размер вознаграждения за создание и внедрение новых средств.

1.10.    Результаты расчета годового экономического эффекта от внедрения средств противокоррозионной защиты на нефтедобывающем предприятии используют для целей текущего и перспективного планирования, для оценки результатов деятельности предприятия по итогам года. Эти результаты являются также основанием для выплаты премий за внедрение новых средств Оорьбы с коррозией на данном предприятии

1.11.    Исчисление стоимости единицы средстр. труда, обладающих устойчивостью к коррозии, и средств противокоррозионной защиты производят по приведенным затратам э соответствии с формулой

3 ^я С ⁴ Е_н К,    (П

где 3 - приведенные затраты на единицу продукции (ее изготовление) руб.;

С - себестоимость единицы изготовления средств противокоррозионной защиты, руб.;

К - удельные капитальные вложения в производственные фонды, связанные с изготовлением средств борьбы с коррозией, руб.;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,15).

1.12.    Если величина приведенных затрат на единицу средств противокоррозионной защиты неизвестна, в расчетах экономической эффективности допускается использование прейскурантной или расчетной цены.

1.13.    Фактор времени в расчетах текущих затрат и капитальных вложений учитывают в тех случаях, когда капитальные вложения и текущие издержки существенно изменяются по годам.

Учет фактора времени осущестлляется путем приведения к одному моменту времени (началу расчетного года) единовременных и текущих затрат на создание и внедрение новых и базовых средств борьбы с коррозией. Такое приведение выполняется умножением (делением) текущих затрат и результатов внедрения соответствующего года на коэффициент приведения , определяемый по формуле

2-U71M

otg-Cf+E)*,    (2)

где Е - норматив приведения (0,1);

t - число лет, отделяющее затраты и результаты данного годе, от начала расчетного года.

Текущие затраты и результаты внедрения нобых средств до начала расчетного года умножают на коэффициент приведения, а после начала расчетвэго года делят на этот коэффициент.

1.14.    При определении народнохозяйственного эффекта новых средств борьбы с коррозией учитывают предпрожзводственные затраты (затраты на научно-исследовательские и ошггно-конструкторские работы, включая доработку опытного образца) за весь период разработки с учетом приведения всех затрат к расчетному году по фактору Бремени. Затраты по НИОКР на единицу противокоррозионной защиты определяют как частное от деления всей суши затрат на объем производства в расчетном году с учетом нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений (0,15).

1.15.    При определении годового экономического эффекта нефтедобывающего предприятия от внедрения средств борьбы с корроаией затраты на НИОКР не учитываю!.

1.16.    При определении экономической эффективности учитывают все экономические преимущества новых средств борьбы с коррозией: повышение долговечности оборудования и коммуникаций, снижение частоты ремонтов скважин и оборудования, уменьшение транспортных издержек, экономит материалов и электроэнергии, уменьшение отложений в трубах и т.п.

1.17.    Расчет экономической эффективности средств противокоррозионной защиты осуществляют на основе фактических или проектируемых сроков службы нефтепромыслового оборудования, эксплуатирующегося в определенных коррозионных средах и климатических условиях.

1.18.    Сроки службы оборудования по базовому и новому вариантам рассчитывают по фактическим данным (от даты ввода в эксплуатацию до даты списания оборудования, вышедшего из строя вследствие коррозии). Для этих целей используют следующую первичную документацию:

-    акты на списанке основных фондов;

-    инвентарные карточки по учету основных средств;

-    наряды на подземный и капитальный ремонт скважин;

-    дела или паспорта на скважины и т.п.

I.I9. При отсутствии фактических данных о сроке службы оборудования, для защиты которого были использованы новые средства, долговечность оборудования рассчитывают по прогнозным данным или по результатам лабораторных, опытно-промышленных или промышленных испытаний по формуле

t_? - t₁ Up ,    (3)

где t_f и t_z - соответственно сроки службы оборудования до и после применения новых средств противокоррозионной защиты, лет;

<Хр - коэффициент изменения годового числа ремонтов или числа порывов коммуникаций после применения новых средств защиты, который рассчитывается по формуле

Up - -jq- .    (4)

где П₁ я /?£ - годовое число ремонтов (порывов) до и после применения новых средств противокоррозионной защиты.

1.20. В том случае, когда сроки службы оборудования и aowiy-нжкацжй, защищаемых с помощью новых ингибиторов с улучшенными свойствами, неизвестны, долговечность оборудования рассчитывают по формуле

где t_f я t_z - сроки службы оборудования L -го вида до ж после применения нового ингибитора, лет;

- коэффициент изменения средней скорости коррозии, определяемой по формуле

где 7f_f и ^ - средние скорости коррозии до и после применения нового ингибитора, г*1г/ч.

1.21.    Сроки службы оборудования определяют с учетом условий его работы и влияния таких факторов, как коррозия, механическое трение, кавитация, абразивность перекачиваемых сред, усталость и т.п.

Применение средств противокоррозионной защиты при прочих равных условиях снижает или исключает влияние коррозионного фактора, что приводит в конечном счете к повышению долговечности оборудования, к снижению затрат по его эксплуатации, а выявленная экономия по своему значению и экономическому содержанию близка или равнозначна величине предотвращенного ущерба (потерь) от коррозии.

1.22.    Увеличение сроков службы средств труда, связанное с применением средств защиты от коррозии, должно быть подтверждено соответствующими актами о проведении опытно-промышленных и промышленных испытаний, а также фактическими статистическими данными.

Благодаря использованию ингибиторов коррозии увеличиваются сроки службы нефтепромыслового оборудования в движущихся коррозионных средах и, как следствие, снижаются затраты на производство средств труда, уменьшаются текущие издержки потребителя на эксплуатацию и замену вышедшего из строя оборудования новым. В связи с этим приемы расчета эффективности ингибиторной защиты идентичны приемам расчета эффективности новых средств труда долговременного применения. Это целесообразно также из-за необходимости выбора лучшего гэ нескольких варичнтов противокоррозионной защиты, таких, как применение новых ингибиторов, использование оборудования и труб из K0pDO3M0t«0-CT0fc*Hx сталей, а также труб с полимерным или металлическим антикоррозионным покрытием, применение средств электрохимической защиты и т.д., обеспечивающих получение наибольшего экономического эффекта.

1.23.    Расчеты экономической эффективности ингибиторной защиты долины производиться по конкретным районам внедрения и видам объектов.

1.24.    Обязательным условием обеспечения эффективности (результативности) использования ингибиторов коррозии ЯБЛяегсл строгое соблюдение технологии закачки ингибиторов.

1.25.    В методических указаниях рассмотрены приемы расчетов показателей экономической эффективности средств борьбы с коррозией:

-- обсадных колонн скважин;

-    оборудования и выкидных линий нефтяных скважин;

-    внутрипромысловых и магистральных трубопроводов;

-    оборудования и коммуникаций системы ППД;

-    резервуаров для хранения нефти, трапных установок, уставо-вок деэмульсащш.

1.26.    За базу сравнения при определении годового эконошчес-кого эффекта новых средств борьбы с коррозией принимают:

-    на этапе формирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (в процессе выбора варианта создания новой техники), при принятии решения о постановке на производство -показатели лучших противокоррозионных средств, спроектированных в С(ЗСР (или зарубежных средств, которые могут быть закуплены в необходимом количестве или разработаны в СССР на основе приобретения лицензий), имеющих наименьшие приведенные затраты в расчете на единицу продукции. В случае отсутствия проектных разработок в СССР и невозможности использования зарубежного опыта в качестве базы сравнения принимают показатели лучших отечественных противокоррозионных средств, разработанных дм аналогичных климатических условий и коррозионных сред;

-    на этапе формирования планов по освоению первых промышленных серий, внедрения в производство новых средств борьбы с коррозией - показатели заменяемых средств.

1.27.    В расчетах экономической эффективности используется единый нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

Е_н # равный 0,15.

2. РАСЧЕТ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Обсадные трубы из коррозионно-стойких сталей, обсадные трубы с противокоррозионным покрытием.

Обсадные колонны, зацементированные по всей длине

2.1. Годовой народнохозяйственный эффект противокоррозионной защиты обсадных колонн скважин рассчитывают по формуле