В пределах месторождения наблюдается нормальная вертикальная гидрогеохимическая зональность, выраженная в увеличении с глубиной минерализации вод и содержания большинства макро- и микрокомпонентов. Это связано со снижением интенсивности водообмена с глубиной, повышением температур, давления и т.д.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ

Воды всех комплексов напорные, статические уровни устанавливаются на отметках + 62.7 (Б₇), + 76.0 (А₁), + 80.0 (А₂). Все притоки воды из покурских отложений получены переливами, из чего следует, что воды напорные.

Минерализация вод верхнеюрского комплекса изменяется от 27.7 до 51.9 г/л при средней величине 36.1 г/л. Плотность воды в пластовых условиях - 0.998 г/см³.

Минерализация вод меловых комплексов:

- пласты группы Б отличаются пониженной минерализацией от 21.4 - 28.9 г/л при средней величине 24.0 г/л. Плотность воды в пластовых условиях изменяется от 0.920 до 0.995 г/см³;

- для пластов группы А подземные воды имеют минерализацию 17 - 18 г/л, вязкость 0.977 - 0.987 г/см³;

- для водоносных комплексов ПК₁₃-ПК_18-20 минерализация изменяется от 11.3 до 18.0 г/л при средней величине 14.5 г/л, вязкость в пластовых условиях изменяется от 0.986 до 0.988 г/см³.

Тип вод хлоркальциевый по классификации В. А. Сулина.

В соответствии с районированием, проведенным этими исследователями, территория Северного месторождения входит в состав Средне-Обской области, которая включает участок долины р. Оби между реками Иртыш и Кеть.

Криогенными процессами охвачены, в основном, четвертичные и палеогеновые отложения. Многолетняя мерзлота имеет островной характер. Мощность отдельных островов колеблется от 25 до 100 м. Мерзлые породы встречаются в низах новомихайловской и верхах алымской свит.

Породы древнего слоя мерзлоты являются слоистомерзлыми с массивной криогенной текстурой.

Температура пород поддерживается на точке плавления льда и не опускается ниже - 0.1 - 0.2 С.

В процессе бурения скважин никаких осложнений, связанных с наличием многолетней мерзлоты, не отмечено.

Месторождение многопластовое относится к сложным, по величине запасов - к средним, продуктивными являются пласты группы ПК, А, Б мелового и пласты горизонта Ю₁ юрского возраста. По состоянию на 01.01.2010 г. разрабатываются пласты ПК₁₃^н, ПК₁₆, ПК_18-20 , А₁, А₂, А₄, Б_0-1, Б₂, Б₃, Б₄, Б₅, Б₇⁰, Б₇^1-2, Б₈, Б₉, Ю₁¹, Ю₁², Ю₁³.

Залежи нефти и газа пластовые сводовые, частично тектонически и литологически экранированные. Продуктивные пласты покурской, алымской и вартовской свит (пласты ПК и А) преимущественно газоконденсатные.

2.2 Состояние разработки месторождения

Северное месторождение введено в разработку в 1984 г. Проектные уровни добычи не реализовывались с начала разработки, что связано с отличием темпа разбуривания залежей от проектного. (Рисунок 4.1). Планировалось завершить бурение в 1998 году, однако в 1994 году бурение было остановлено, в результате чего проектный фонд не был реализован. В последующие после составления техсхемы годы наблюдается нарастающее отставание годовых отборов нефти от проектных: в 1997 году было добыто нефти в 2.1 раза меньше, чем по проекту. В 1998 году проектные показатели были откорректированы в соответствии с фактическим уровнем добычи, состоянием фонда скважин и утверждены протоколом ЦКР Минтопэнерго № 2425 от 22 сентября 1999 года на срок с 1998 по 2013 г.

Рисунок 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению

Проектные показатели Проекта пробной эксплуатации горизонта Ю₁ (2002 г.) также не были реализованы.

При составлении действующей технологической схемы 2005 года проектные показатели месторождения были приведены в соответствие с фактической ситуацией, поэтому основные показатели разработки за 2005 год не отличаются от проектных. (Таблица 4.1). В 2006 фактическая добыча нефти составляет 86% от проектной, годовой отбор жидкости выше проектного на 7%, что не превышает допустимого отклонения на 20%. Было запланировано проведение ГТМ по 14 скважинам, фактически на другой пласт переведены 6 скважин, лишь одна скважина введена из категории ожидания ликвидации. Дебиты введенных скважин по жидкости не отличаются от ожидаемых, но по нефти вдвое ниже проектных из-за более высокой обводненности скважин после перевода (67.4% вместо 38% принятой при расчетах). Эксплуатационный фонд, так же как и действующий, не отличается от проектного, но коэффициент использования добывающего фонда в 2006 году составляет 0.71 вместо 0.9 по проекту. Действующий нагнетательный фонд вдвое меньше проектного. Приемистость скважин, в среднем, составляет 262 м³/сут, что в 2.5 раза выше проектной.

В то же время были выполнены незапланированные ГТМ: 3 ГРП, 1 ЗБГС, 3 ОПЗ, в двух скважинах проведена интенсификация добычи, в двух скважинах - ремонтно-изоляционные работы.

Проектные показатели на 2007 - 2009 гг рассчитаны на основе оперативно пересчитанных в 2006 году запасов нефти. Основные проектные решения остались прежними, изменился темп разбуривания.

В 2007 году проектный уровень добычи был перевыполнен на 1.9% по нефти, на 23% по жидкости. Причиной превышения стало проведение ГТМ, не предусмотренных Авторским надзором. На 2007 год было запланировано ограниченное количество мероприятий: перевод трех нагнетательных скважин на другой пласт, а также вывод из бездействия скважины №370, в которой в 2006 году был забурен боковой горизонтальный ствол. В этой скважине был выявлен заколонный переток из вышележащего водоносного пласта. В начале 2007 года заколонный переток был ликвидирован, скважина была введена в работу с дебитом нефти 52.3 т/сут, жидкости - 252.0 т/сут при средней обводненности 79.2%. В течение года за счет ЗБС было добыто 25.2тыс.т.

Прирост добычи нефти от двух незапланированных переводов скважин №№323 и 324 на пласт А₂ составил 1.5 тыс.т. В скважине №565 проведено приобщение верхнего пласта Ю₁¹ к пласту Ю₁²⁺³ - дополнительно добыто 0.7 тыс.т нефти. В добывающем фонде на конец года находится 73 скважины, что на 2 единицы меньше предусмотренного Авторским надзором. Нагнетательный фонд соответствует проектному, в действующем фонде на 2 скважины больше. Годовой объем закачки превышен на 57%, нагнетательные скважины работали со средней приемистостью 267.6 м³/сут (проектная - 184.9м³/сут).

В 2008 году было добыто 275.4 тыс.т нефти, что составляет 97.3% от утвержденного протоколом. Отбор жидкости на 22% выше проектного значения. Средний дебит по нефти незначительно превысил проектное значение (на 2%) и составил 14.0 т/сут. Дебит по жидкости составил 120.2 т/сут, что выше проектного на 28%. Главной причиной является проведение ГТМ (интенсификация и смена насоса на более производительный, после проведения которых происходил более быстрый рост обводненности, которая составила в 2008 году 88.3% при проектном уровне 85.3%.

Добывающий фонд на конец года меньше проектного на 1 скважину, разница по действующему фонду составляет 11 единиц (16.5%). В Авторском надзоре не было запланировано бурение и ввод новых скважин. Было намечено перевести 3 нагнетательные скважины в добывающий фонд других объектов: скважины №№20 и 30 из нагнетательного фонда Б₉ - в добывающий фонд Б₇, скважину №347 с Ю₁ - на Б₇. Кроме этого, в добывающий фонд Б₃ должны были перевести скважину №290 из пьезометрического фонда Б₄ и скважину №516 из бездействия Б₇ + Б₉. Намеченные переводы не были выполнены. Вместо 5 перечисленных скважин сделаны переводы в 5 других скважинах: нагнетательная скважина №376 (Б₇¹⁺²) переведена для добычи из ПК_18-20, скважина №6, работавшая совместно на Б₇ и Б₉ и скважина №313 (из бездействия Б_0-1) переведены на А₂, скважина №268 из бездействия (Б₈ + Б₉) переведена на Б₄, из консервации Б_0-1 в добывающий фонд введена скважина №337. Обводненность скважин после их перевода оказалась втрое выше ожидаемой - 81.6% вместо 27.1%.

Количество нагнетательных скважин на конец года составляет 36 ед., что на 2 скважины больше проектного, действующий нагнетательный фонд на 2 единицы меньше. нефтедобывающий месторождение насос винтовой

Закачка воды в 2008 году составила 1720 тыс.м³, что выше проектного уровня на 73%. Средняя приемистость скважин превысила проектную в 1.7 раза (по проекту - 154.7 м³/сут, факт - 257.7 м³/сут). Одной из причин излишней закачки является то, что часть нагнетательных скважин используются для утилизации подтоварной воды.

В 2009 году отбор нефти вдвое ниже проектного. Главная причина: вместо запланированного бурения 10 добывающих (на Б₉ - 1, на ПК_18-20 - 1, на А₄ - 8 добывающих горизонтальных скважин по 250 м) и 5 нагнетательных скважин, пробурена одна скважина №201Б. Ожидали добычу нефти из новых скважин 136.4 тыс.т, а добыто - 7.3 тыс. т., обводненность новых скважин в среднем по году - 90.9% вместо проектной 12.5%, поэтому дебит новых скважин по нефти в 7.5 раз ниже ожидаемого.

Кроме бурения на 2009 год было намечено большое количество ГТМ, в том числе 19 операций по переводу с пласта на пласт и ввод из других категорий. В течение года переведены с других пластов 4 скважины: скважина №18 - из нагнетательного фонда Б₉ в добывающий фонд А₂, скважина №39 переведена с Б_0-1 на А₄, №310 - из фонда Б₇⁰+Б₇¹⁺² на Б_0-1, в скважине №389 объект Б₃ приобщен к Б₄.

Таблица 4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки по месторождению

В 2009 году отбор жидкости на 11 % превышает проектный уровень, что связано с более быстрым по сравнению с расчетным ростом обводненности по скважинам переходящего фонда. Из-за отсутствия бурения и меньшего объема ГТМ выросла разница проектного и фактического фонда: добывающий фонд меньше проектного на 20% (18 единиц), а действующий фонд отстает от проектного на 40% (на 34 скважины). Объем закачки превысил проектный на 51%. Количество нагнетательных скважин по месторождению за год осталось прежним, отличается от проектного на 1 единицу. Скважина №18 была переведена из нагнетательного фонда Б₉ на А₂ для добычи, скважина №337 переведена из добывающего фонда Б_0-1 под закачку по этому же пласту. Текущая компенсация достигла 67.8% при расчетной 51.4%. Отличие связано с ростом объема закачки в предыдущие 2 года, а также с увеличением закачки по пласту А₂ в 5 раз. Фактические показатели добычи по пластам не соответствуют проектным в разной степени, для нескольких пластов (Б_7, Б_0-1, ПК_18-20 и ПК₁₃) разница не превышает допустимого 20% отклонения, а для большинства пластов (Б_9, Ю_1, Б₈, Б₅, Б₄, Б_3, Б_2, А₄, А₂) отклонение выше допустимого.

Глава 3. Применение винтовых насосов NETZSCH

· Вакуумметрическая способность до 8 м

· Перекачивание сред с содержанием мех. примесей до 50 -70% без повреждения рабочих органов

· Нет срыва подачи, как и преломлений в напорной характеристике, при уменьшении или увеличении оборотов - плавная работа при снижении или увеличении производительности

· Долгий срок службы торцевого уплотнения - до 4 лет и отсутствие каких-либо утечек.

· Долгий межремонтный период основных рабочих органов - до 5 лет

· Простота конструкции (ротор, статор, два шарнира с валом, торцевое уплотнение, редуктор и двигатель)

· Высокая ремонтопригодность, не требуется выезд специальных сервисных служб производителя

· Насосы не кавитируют при прохождении воздушных и газовых пробок

· Потребление электроэнергии до 60% меньше на аналогичных задачах, чем центробежные, двух- или трехвинтовые насосные агрегаты

· За счет установки привода меньшей мощности удешевляется также и система управления насосами, которая возможна как через частотный преобразователь, так и через ручное управление, с помощью вмонтированного в редуктор механического взрывозащищенного вариатора

· Возможность установки под открытым воздухом в специальном взрывозащищенном и обогреваемом исполнении

· Низкие затраты на приобретение в отличие от двух- или трех-винтовых насосов

Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

Исходные данные для расчетов представлены в таблице:

q₂=12,9 -12,9*0,8=2,58

q₃=2,58 - 2,58*0,8=0,52

Q₍₂₎ = 2,58*365*29*1,0 = 27 309,30 т/год

Q₍₃₎ = 0,52*365*29*1,0 = 5 461,86 т/год

Прирост выручки от реализации за t-й год определим по формуле:

В_t = Q_t • Ц_н,

где Q - объём дополнительной добычи нефти в t-м году, тонн;

Ц_н - цена 1 тонны нефти, руб.

В₁ = 136 546,50 *3 022,4=412 698 141,60 руб./год

В₂ = 27 309,30*3 022,4= 82 539 628,32 руб./год

В₃ = 5 461,86*3 022,4=16 507 925,66 руб./год

Текущие затраты (на дополнительную добычу за t-й год) определяются как сумма затрат на мероприятие и условно-переменных затрат по формуле:

ДЗ_t = ДЗ_{доп t} + З_мер,

где ДЗ_доп - условно-переменные затраты на дополнительную добычу нефти в t-м году, руб.;

З_мер - затраты на проведение мероприятия, руб.

З_{доп t} = Q_t • С • Д_у/пер / 100,

где С - себестоимость добычи нефти, руб./тонну;

Д_у/пер - удельный вес условно-переменных затрат, %.

З_{доп 1} = 136 546,50 *2 710,1*0,62= 229 433 895,18 руб.

З_{доп 2} = 27 309,30*2 710,1*0,62= 45 886 779,04 руб.

З_{доп 3} = 5 461,86*2 710,1*0,62= 9 177 355,81 руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

З_мер = С_ИМ • N_скв,

где С_ИМ- стоимость одного инновационного мероприятия, руб.;

N_скв - количество скважин, на которых проводится инновационное мероприятие, ед.

З_мер =1 539,3*1000*29=44 639 700 руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти за t-й год составят:

З₁ = З_{доп 1} + З_мер =229 433 895,18 + 44 639 700 =274 073 595,18 руб.

З₂ = З_{доп 2} =45 886 779,04 руб.

З₃ = З_{доп 3} =9 177 355,81 руб.

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за t-й год по формуле:

П_{н/обл t} = В_t - З_t,

где В_t - прирост выручки от реализации в t-м году, руб.;

З_t - текущие затраты в t-м году, руб.

П_{н/обл 1} =412 698 141,60 - 274 073 595,18 = 138 624 546,42 руб.

П_{н/обл 2} = 82 539 628,32 -45 886 779,04=36 652 849,28 руб.

П_{н/обл 3} = 16 507 925,66 -9 177 355,81 = 7 330 569,86 руб.

Определяем величину налога на прибыль за t-й год:

ДН_{пр t} = П_{н/обл t} • N_пр / 100,

где N_пр - ставка налога на прибыль, % (принять равной 20%).

Н_{пр 1} = 138 624 546,42 *0,2=27 724 909,28 руб.

Н_{пр 2} = 36 652 849,28 *0,2=7 330 569,86 руб.

Н_{пр 3} = 7 330 569,86 *0,2=1 466 113,97 руб.

Прирост годовых денежных потоков (ДП_t) рассчитывается по формуле:

ДП_t = В_t - З_t - ДН_{пр t} = П_{н/обл t} - ДН_{пр t}.

ДП₁ = 138 624 546,42 - 27 724 909,28 = 110 899 637,13 руб.

ДП₂ = 36 652 849,28 - 7 330 569,86 = 29 322 279,43 руб.

ДП₃ = 7 330 569,86 - 1 466 113,97 =5 864 455,89 руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДН_t = ДП_t - КВ_t.

ПДН₁ = ДП₁ =110 899 637,13 руб.

ПДН₂ = ДП₂ =29 322 279,43 руб.

ПДН₃ = ДП₃ =5 864 455,89 руб.

Накопленный поток денежной наличности определяется по формуле:

НПДН_t = ПДН_t,

НПДН₁ = ПДН₁ = 110 899 637,13 руб.

НПДН_1-2 = ПДН₁ + ПДН₂ =110 899 637,13 +29 322 279,43 =140 221 916,56 руб.

НПДН_1-3 = ПДН₁ + ПДН₂ + ПДН₃ =110 899 637,13 +29 322 279,43+5 864 455,89 =146 086 372,45 руб.

Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:

ДПДН_t = ПДН_t / (1 + i)^t,

где i - ставка дисконта, доли единицы.

ДПДН₁ = 110 899 637,13 /(1+0,15)=96 434 467,07 руб.

ДПДН₂ = 29 322 279,43/(1+0,15)^2=22 171 855,90 руб.

ДПДН₃ = 5 864 455,89 /(1+0,15)^3=3 855 974,94 руб.

Чистая текущая стоимость - по формуле:

ЧТС_t = ДПДН_t,

ЧТС₁ = ДПДН₁ =96 434 467,07 руб.

ЧТС₂ = ДПДН₁ + ДПДН₂ = 96 434 467,07 +22 171 855,90 =118 606 322,97 руб.

ЧТС3 = ДПДН1 + ДПДН2 + ДПДН3 = 96 434 467,07 +22 171 855,90 +3 855 974,94 =122 462 297,91 руб.

Результаты расчётов показателей экономической эффективности внедрения инновационного мероприятия (внедрение длинноходовых штанговых приводов NETZSCH ) представлены в виде таблицы 10:

Таблица 10 - Показатели экономической эффективности инновационного мероприятия

Глава 4. Обоснование экономической эффективности от внедрения винтовых насосов NETZCH

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации факторов, например:

? цена на нефть (-10%; +10%);

? текущие затраты (-10%; +10%);

? налоги (-10%; +10%).

Для каждого фактора определяется чистая текущая стоимость: ЧТС(Ц); ЧТС(З); ЧТС(Н).

Таблица 11 ? Расчёт экономических показателей при изменении цены на нефть

Таблица 12 ? Расчёт экономических показателей при изменении текущих затрат

Таблица 13 ? Расчёт экономических показателей при изменении налоговых выплат

Полученная зависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя лучевую («паукообразную») диаграмму. Если значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект не имеет риска.