Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Альметьевнефть"

Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Альметьевнефть"

Показатели разработки и технико-эксплуатационных характеристик нагнетательного фонда скважин Миннибаевской площади. Анализ показателей работы участков до и после внедрения мероприятий по совершенствованию системы поддержания пластового давления.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 01.08.2017
Размер файла 1,3 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Таблица 3.2.24 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГИВ на участке нагнетательной скважины №**0759

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

дек.11

18,72

0,314

0,314

18,49

0,551

0,551

18,58

0,456

0,456

0,244

0,244

янв.12

18,97

0,081

0,395

18,58

0,229

0,78

18,79

0,115

0,571

0,015

0,26

фев.12

19,09

0,552

0,633

18,71

0,782

1,011

18,91

0,702

0,817

0,440

0,456

мар.12

19,40

0,166

0,718

18,88

0,452

1,234

19,17

0,243

0,945

0,134

0,574

апр.12

19,71

0,565

0,731

19,11

0,885

1,337

19,39

0,811

1,054

0,577

0,711

май.12

19,55

0,754

1,319

18,86

1,131

2,016

19,16

0,903

1,714

0,678

1,256

июн.12

19,79

0,911

1,665

18,92

1,406

2,537

19,34

1,214

2,117

0,845

1,523

июл.12

20,19

0,9

1,811

19,28

1,314

2,72

19,71

1,075

2,289

0,882

1,727

авг.12

20,44

1,148

2,048

19,43

1,745

3,059

19,93

1,489

2,564

1,184

2,067

сен.12

20,65

1,14

2,288

19,48

1,714

3,459

20,05

1,393

2,882

1,246

2,431

окт.12

21,10

1,163

2,303

19,79

1,903

3,617

20,36

1,649

3,042

1,428

2,675

Таблица 3.2.25 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГИВ на участке нагнетательной скважины №**0236

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

сен.11

23,61

0,457

0,457

23,38

0,686

0,686

23,51

0,559

0,559

0,289

0,289

окт.11

24,01

0,075

0,532

23,64

0,216

0,902

23,81

0,173

0,732

-0,04

0,247

ноя.11

24,29

0,701

0,776

23,92

0,937

1,153

24,08

0,815

0,988

0,485

0,443

дек.11

24,76

0,07

0,771

24,22

0,373

1,31

24,52

0,195

1,01

0,080

0,566

янв.12

25,12

0,78

0,85

24,51

1,088

1,461

24,82

0,963

1,158

0,633

0,714

фев.12

25,10

0,521

1,301

24,43

0,886

1,974

24,70

0,738

1,701

0,598

1,231

мар.12

25,33

1,131

1,652

24,45

1,639

2,525

24,87

1,374

2,112

0,920

1,518

апр.12

25,73

0,74

1,871

24,77

1,194

2,833

25,23

1,003

2,377

0,817

1,737

май.12

26,05

1,35

2,09

25,08

1,868

3,062

25,53

1,611

2,614

1,230

2,047

июн.12

26,30

1,061

2,411

25,13

1,714

3,582

25,68

1,418

3,029

1,210

2,441

июл.12

26,76

1,377

2,438

25,54

1,948

3,662

26,15

1,635

3,053

1,513

2,724

Таблица 3.2.26 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГКК на участке нагнетательной скважины №**608

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

июл.10

42,35

1,397

1,397

42,09

1,658

1,658

42,23

1,522

1,522

0,603

0,603

авг.10

43,69

0,102

1,499

43,26

0,264

1,922

43,48

0,182

1,704

-0,33

0,273

сен.10

44,91

1,741

1,843

44,55

1,935

2,199

44,71

1,859

2,041

0,79

0,459

окт.10

46,44

0,269

2,01

45,91

0,609

2,544

46,20

0,392

2,251

-0,22

0,566

ноя.10

48,09

1,691

1,96

47,39

2,045

2,654

47,71

1,949

2,341

0,949

0,725

дек.10

49,17

0,818

2,509

48,46

1,175

3,22

48,75

0,982

2,931

0,301

1,250

янв.11

50,81

1,742

2,56

49,74

2,455

3,63

50,14

2,248

3,23

1,151

1,453

фев.11

52,30

0,921

2,663

51,22

1,293

3,748

51,61

1,108

3,356

0,510

1,661

мар.11

53,72

1,785

2,706

52,43

2,702

3,995

52,90

2,416

3,524

1,437

1,947

апр.11

54,90

1,251

3,036

53,36

1,872

4,574

54,01

1,506

3,922

0,897

2,334

май.11

56,08

2,181

3,432

54,76

2,882

4,754

55,39

2,613

4,119

1,628

2,525

Таблица 3.2.27 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГКК на участке нагнетательной скважины №**539

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

июл.10

29,61

0,338

0,338

29,34

0,611

0,611

29,48

0,462

0,462

0,254

0,254

авг.10

29,86

0,126

0,464

29,49

0,225

0,836

29,70

0,169

0,631

0,007

0,261

сен.10

30,06

0,582

0,708

29,65

0,894

1,119

29,86

0,741

0,91

0,468

0,475

окт.10

30,46

0,237

0,819

29,95

0,43

1,324

30,18

0,353

1,094

0,099

0,567

ноя.10

30,95

0,636

0,873

30,24

1,16

1,59

30,54

0,931

1,284

0,602

0,701

дек.10

30,95

0,708

1,344

30,29

0,842

2,002

30,58

0,787

1,718

0,615

1,217

янв.11

31,22

0,929

1,637

30,34

1,679

2,521

30,74

1,33

2,117

0,911

1,526

фев.11

31,60

0,941

1,87

30,70

1,087

2,766

31,11

1,027

2,357

0,810

1,722

мар.11

31,95

1,167

2,108

30,87

2,102

3,189

31,39

1,642

2,669

1,260

2,070

апр.11

32,20

1,177

2,344

30,99

1,455

3,557

31,62

1,285

2,927

1,192

2,452

май.11

32,63

1,182

2,359

31,38

2,15

3,605

32,01

1,689

2,974

1,343

2,536

Таблица 3.2.28 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки КХДВ-СНПХ-9030 на участке нагнетательной скважины №**403

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

май.11

24,36

0,382

0,382

24,10

0,643

0,643

24,22

0,515

0,515

0,267

0,267

июн.11

24,64

0,133

0,515

24,31

0,206

0,849

24,47

0,175

0,69

-0,003

0,263

июл.11

24,89

0,626

0,759

24,51

0,928

1,134

24,67

0,796

0,971

0,472

0,468

авг.11

25,34

0,215

0,841

24,82

0,43

1,358

25,05

0,329

1,125

0,102

0,575

сен.11

25,80

0,63

0,845

25,16

1,061

1,491

25,42

0,9

1,229

0,614

0,717

окт.11

25,78

0,651

1,281

25,10

0,896

1,957

25,35

0,803

1,703

0,624

1,239

ноя.11

25,97

1,023

1,674

25,11

1,64

2,536

25,52

1,322

2,125

0,898

1,522

дек.11

26,38

0,896

1,919

25,50

1,161

2,801

25,89

1,088

2,41

0,826

1,724

янв.12

26,78

1,248

2,144

25,75

2,014

3,175

26,24

1,594

2,682

1,212

2,039

фев.12

27,05

1,101

2,349

25,83

1,553

3,567

26,50

1,307

2,901

1,256

2,469

мар.12

27,48

1,258

2,359

26,20

2,087

3,64

26,84

1,699

3,006

1,448

2,705

Таблица 3.2.29 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки КХДВ-СНПХ-9030 на участке нагнетательной скважины №**0806

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

мар.10

17,55

0,931

0,931

17,28

1,206

1,206

17,41

1,069

1,069

0,460

0,460

апр.10

18,40

0,112

1,043

18,05

0,185

1,391

18,23

0,144

1,213

-0,20

0,251

май.10

19,18

1,307

1,419

18,80

1,616

1,801

18,96

1,497

1,641

0,673

0,464

июн.10

20,28

0,222

1,529

19,80

0,385

2,001

20,01

0,299

1,796

-0,10

0,572

июл.10

21,44

1,334

1,556

20,80

1,809

2,194

21,04

1,653

1,952

0,814

0,713

авг.10

22,16

0,497

1,831

21,46

0,717

2,526

21,74

0,591

2,244

0,390

1,205

сен.10

22,89

1,702

2,199

22,07

2,298

3,015

22,40

2,094

2,685

1,140

1,531

окт.10

23,83

0,748

2,45

22,90

1,082

3,38

23,30

0,878

2,972

0,605

1,746

ноя.10

24,71

2,026

2,774

23,73

2,677

3,759

24,23

2,379

3,257

1,447

2,053

дек.10

25,63

1,002

3,028

24,49

1,488

4,165

25,0

1,283

3,662

0,999

2,447

янв.11

26,61

2,039

3,041

25,47

2,697

4,185

26,09

2,284

3,567

1,932

2,932

Таблица 3.2.30 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГК МЛ на участке нагнетательной скважины №**0459

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

июн.10

28,64

0,746

0,746

28,37

1,012

1,012

28,51

0,872

0,872

0,390

0,390

июл.10

29,30

0,174

0,92

28,91

0,292

1,304

29,11

0,233

1,105

-0,11

0,273

авг.10

29,96

0,866

1,04

29,58

1,124

1,416

29,75

1,021

1,254

0,571

0,454

сен.10

30,66

0,393

1,259

30,16

0,638

1,762

30,44

0,467

1,488

0,007

0,579

окт.10

31,54

0,876

1,269

30,92

1,254

1,892

31,14

1,204

1,671

0,716

0,723

ноя.10

31,92

0,769

1,645

31,27

1,04

2,294

31,57

0,784

1,988

0,508

1,224

дек.10

32,51

1,071

1,84

31,63

1,683

2,723

32,01

1,55

2,334

1,003

1,512

янв.11

33,08

1,005

2,076

32,18

1,289

2,972

32,61

0,989

2,539

0,722

1,726

фев.11

33,59

1,38

2,385

32,60

2,087

3,376

33,09

1,896

2,885

1,331

2,054

мар.11

34,13

1,311

2,691

32,97

1,766

3,853

33,50

1,432

3,328

1,114

2,445

апр.11

34,90

1,401

2,712

33,67

2,178

3,944

34,25

1,936

3,368

1,700

2,814

Таблица 3.3.31 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГК-МЛ на участке нагнетательной скважины №**693

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

апр.11

16,5

0,514

0,514

20,02

0,162

0,162

16,32

0,532

0,532

0,403

0,403

май.11

17,04

0,11

0,624

21,4

0,026

0,188

16,86

0,11

0,642

0,082

0,485

июн.11

17,56

0,625

0,735

22,8

0,184

0,211

17,39

0,642

0,752

0,484

0,566

июл.11

17,98

0,206

0,83

23,96

0,047

0,232

17,82

0,205

0,846

0,153

0,636

авг.11

18,39

0,722

0,928

25,17

0,203

0,25

18,25

0,737

0,942

0,554

0,707

сен.11

18,76

0,294

1,016

26,28

0,062

0,264

18,64

0,291

1,028

0,215

0,769

окт.11

19,17

0,844

1,137

27,54

0,238

0,3

19,04

0,859

1,15

0,647

0,862

ноя.11

19,36

0,353

1,196

28,15

0,078

0,317

19,24

0,349

1,208

0,26

0,907

дек.11

19,66

0,935

1,288

29,13

0,263

0,341

19,55

0,95

1,299

0,716

0,976

янв.12

20

0,499

1,435

30,3

0,142

0,405

19,86

0,498

1,449

0,38

1,096

фев.12

20,32

1,094

1,593

31,43

0,339

0,482

20,15

1,111

1,61

0,848

1,228

Таблица 3.3.32 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГК-НЛ на участке нагнетательной скважины №**869

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Максимова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

авг.10

12,28

0,542

0,542

14,45

0,325

0,325

11,94

0,576

0,576

0,481

0,481

сен.10

12,55

0,182

0,724

15,19

0,134

0,46

12,03

0,199

0,776

0,172

0,653

окт.10

12,8

0,729

0,911

15,92

0,464

0,599

12,12

0,78

0,979

0,658

0,83

ноя.10

13,13

0,437

1,166

16,91

0,324

0,788

12,23

0,476

1,256

0,412

1,07

дек.10

13,38

0,914

1,351

17,66

0,599

0,923

12,35

0,978

1,454

0,83

1,242

янв.11

13,59

0,623

1,537

18,35

0,462

1,061

12,43

0,675

1,653

0,587

1,417

фев.11

13,78

1,088

1,711

18,99

0,728

1,19

12,51

1,163

1,838

0,993

1,58

мар.11

13,96

0,786

1,874

19,61

0,582

1,309

12,6

0,848

2,01

0,738

1,731

апр.11

14,13

1,243

2,029

20,18

0,842

1,424

12,68

1,327

2,174

1,137

1,876

май.11

14,3

0,961

2,204

20,8

0,712

1,554

12,75

1,032

2,359

0,901

2,039

июн.11

14,5

1,469

2,43

21,56

1,012

1,724

12,82

1,566

2,598

1,349

2,251

Таблица 3.3.33 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения технологии закачки ГК-НЛ на участке нагнетательной скважины №*445

Дата

Формула Сазонова

Формула Назарова

Формула Давыдова

Среднее значение доп добыча нефти

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

накопл доб нефть, тыс т баз.

доп добыча нефти, тыс.т

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

за месяц

накопл

мар.11

99,33

2,792

2,792

125,29

0,196

0,196

117,7

0,95

0,95

1,313

1,313

апр.11

102,34

0,682

3,474

133,73

0,139

0,335

121,4

0,616

1,566

0,479

1,792

май.11

105,15

3,402

4,084

141,79

0,281

0,42

128,7

1,11

1,726

1,598

2,077

июн.11

107,72

1,221

4,622

149,25

0,188

0,469

137,8

0,505

1,614

0,638

2,235

июл.11

109,86

3,867

5,087

155,6

0,325

0,513

145,8

0,98

1,485

1,724

2,362

авг.11

112,04

1,856

5,723

162,54

0,348

0,673

149,7

0,974

1,954

1,059

2,783

сен.11

114,11

4,409

6,265

169,04

0,424

0,772

156,5

1,048

2,023

1,96

3,02

окт.11

115,94

2,443

6,852

175,07

0,514

0,939

160,0

1,396

2,444

1,451

3,411

ноя.11

117,89

5,059

7,502

181,61

0,616

1,13

164,1

1,482

2,878

2,386

3,837

дек.11

119,63

2,991

8,05

187,38

0,659

1,275

169,5

1,576

3,058

1,742

4,128

янв.12

121,4

5,624

8,615

193,26

0,77

1,429

175,4

1,631

3,207

2,675

4,417

Результаты расчетов дополнительной добычи нефти сведем в таблицу 3.2.34

Таблица 3.2.34 - Результаты подсчета дополнительной добычи нефти за счет проведения потокоотклоняющих методов и методов увеличения приемистости скважин на Миннибаевской площади

Метод увеличения приемистости

№ участков

Доп. добыча, тыс.т

Суммарная доп.добыча нефти по методу, тыс.т

Средняя доп.добыча по методу, тыс.т/скв

Потокоотклоняющие

ЩПК

**0699

3,360

21,092

2,636

**321

2,533

**8Д

2,536

**13

2,532

**774

2,544

**512

2,513

**57Д

2,532

**415

2,542

СПС

**449

2,528

5,061

2,530

**644

2,533

КПС

**03А

2,538

5,082

2,541

**0212

2,544

ПГ-УВС

**0129

2,904

5,632

2,816

**2721

2,728

ПГК

**648

2,723

5,465

2,732

**5

2,742

Увеличивающие приемистость

ГИВ

**0759

2,675

5,399

2,699

**0236

2,724

ГКК

**608

2,525

5,061

2,530

**539

2,536

КХДВ-СНПХ-9030

**403

2,705

5,637

2,818

**0806

2,932

ГК МЛ

**0459

2,814

4,042

2,021

**693

1,228

ГК НЛ

**869

2,251

6,668

3,334

**445

4,417

По данным таблицы 3.2.32 видно, что наибольшая дополнительная добыча была получена после проведения ГК НЛ - 6,668 тыс.т или 3,334 тыс.т на одну скважину. За счет внедрения ЩПК на 8 участках было дополнительно добыто 21,092 тыс.т нефти, удельный эффект составил 2,636 тыс.т/скв.

3.3 Расчет технологических показателей разработки Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения с учетом рекомендуемых мероприятий

Расчет технологических показателей разработки месторождения по методике ТатНИПИнефть. Основой, принятой в данной методике расчета технологических показателей разработки является модель послойно и зонально-неоднородного по коллекторским свойствам пласта. Кроме послойной неоднородности на показатели разработки оказывают влияние различие вязкости нефти и воды, не полнота вытеснения нефти водой. Действие всех этих факторов учитывается комплексной величиной - расчетной послойной неоднородностью.

Оценка технологической эффективности и определение экономического эффекта методов повышения нефтеотдачи пластов проводятся для:

- определения фактической эффективности от применения на эксплуатационных объектах методов повышения нефтеотдачи пластов;

- контроля за эффективностью применяемых на нефтедобывающем предприятии методов повышения нефтеотдачи пластов.

Решение о целесообразности дальнейшего применения методов повышения нефтеотдачи пластов должно приниматься на основе результатов оценки их технологической эффективности и определения экономического эффекта.

Оценка технологической эффективности МУН, т.е. определение фактической эффективности МУН, проводится сравнением производственных показателей объектов воздействия, полученных в результате применения МУН (нового варианта), с расчетными показателями (базовым вариантом), которые были бы характерны для этого объекта без применения МУН (т.е. при работе объекта по старой технологии).

Количественная оценка технологической эффективности МУН, т.е. объема дополнительной добычи нефти за счет их применения, производится на стадии внедрения путем сравнения с базовым вариантом разработки залежи (участка).

Базовый вариант - это расчетный вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый метод [15].

Методика расчетов технологических показателей:

1. Квадрат коэффициента вариации послойной неоднородности по проницаемости:

(3.3.1)

2. квадрат коэффициента вариации зональной неоднородности по продуктивности скважин:

(3.3.2)

3. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

= (3.3.3)

где _ показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности); _ коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

(3.3.4)

(3.3.5)

4. Относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,

(3.3.6)

5. Функция относительной производительности скважин ()

(3.3.7)

6. Амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи ()

(3.3.8)

где _ принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте, Па.

7. Коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин,

с, (3.3.9)

где _ постоянный коэффициент(…0,5); с _ площадь приходящаяся на одну скважину, км2; _ коэффициент вытеснения нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

8. Подвижные запасы нефти ()

, (3.3.10)

где _ балансовые запасы нефти;

Подвижные запасы нефти - это запасы нефти в зонах, охваченных воздействием закачиваемой водой.

9. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находиться с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

(3.3.11)

1. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины:

(3.3.12)

где

(3.3.13)

_ предельная массовая доля воды (предельная обводненность) = 0,99;

_ коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз.

11. Коэффициент использования подвижных запасов нефти () при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента ()

(3.3.14)

где

(3.3.15)

(3.3.16)

12. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти :

(3.3.17)

13. Начальные извлекаемые запасы жидкости () и нефти ():

(3.3.18)

(3.3.19)

14. массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях:

(3.3.20)

15. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости

(3.3.21)

16. Коэффициент извлечения нефти:

КИН = Квыт•К1•Кз (3.3.22)

17. На первой стадии текущий дебит нефти

, (3.3.23)

где

- накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;

-количество введенных извлекаемых запасов нефти на конец расчетного года

(3.3.24)

_ годы, _ число действующих скважин в -м году;

; _ число пробуренных скважин в -м году; _ общее число пробуренных скважин до -го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях

(3.3.25)

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях

(3.3.26)

18. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи и расчеты проводятся по следующим формулам:

Уточненный текущий амплитудный дебит

(3.3.27)

расчетный текущий дебит жидкости

, (3.3.28)

массовый текущий дебит жидкости

. (3.3.29)

19. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при .

20. Закачка вытесняющего агента (воды):

(3.3.30)

где е - теряемая доля закачиваемой воды, меняется в пределах 0,03-0,1,

(3.3.31)

Таблица 3.3.1 - Исходные данные расчета технологических показателей разработки

Исходные данные

Величина

Балансовые запасы нефти, Qб, млн.т

116,81

Площадь нефтеносности, S, м2

64,26•106

Средний коэффицент продуктивности, Кср, Т/(сут·МПа)

0,57•10-5

Коэффициент вариации послойной неоднородности по проницаемости, V1

0,25

Зональная неоднородность, V2з

0,45

Вязкость нефти/воды в пластовых условиях, мн/мв, мПа·с

3,55/1,87

Плотность нефти/воды в пластовых условиях, сн/св, кг/мі

802,3/1184,6

Коэффициент вытеснения нефти водой, К2, д.ед

0,69

Коэффициент эксплуатации скважин, оэ, д.ед

0,95

Число скважин, ед.

1104

Расчет показателей разработки.

1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин с расстоянием между ними 240 м (сетка скважин 240х240м). Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.

(3.3.32)

км2/скв

2. Используя формулы (3.3.3)-(3.3.5) определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин т. е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

3. По формуле (3.3.6) определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,

4. По формуле (3.3.7) определяем функцию относительной производительности скважин ()

5. По формуле (3.3.8) определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи ()

млн. т/год.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. По формуле (3.3.9) определяем _ коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

По формуле (3.3.10) определяем подвижные запасы нефти:

млн. т.

2. По формуле (3.3.11) определяем расчетную послойную неоднородность пласта:

3. По формуле (3.3.13) _ коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз:

Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины (по формуле (3.3.12)):

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти () при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента () (используя формулы (3.3.14)-( 3.3.16))

5. По формуле (3.3.17) определяем расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти :

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости () и нефти () (по формулам (3.3.18) и (3.3.19)):

млн. т.

млн. т.

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными (по формуле (3.3.20)):

млн. т.

7. По формуле (3.3.21) определяем среднюю массовую долю воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости:

нефтеотдача пластов:

или по (4.22):

КИН = 0,69•0,97•0,784 = 0,524

Полученные результаты занесём в таблицу 3.3.2

Таблица 3.3.2 Результаты расчета

Параметр

Значение

0,97

78,18

0,774

1,47

0,859

0,224

0,877

0,784

F

1,502

117,4

61,29

143,77

0,574

0,52

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин ( = 1104) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение десяти лет по 110 скважин в год (на десятый год разбуривается 114 скважин).

Рассчитываем число действующих скважин в t году на десять лет:

t=1 nt0=110/2+0=55 скв.

t=2 nt0=110/2+110=165 скв.

t=3 nt0=110/2+110•2=275 скв.

t=4 nt0=110/2+110•3=385 скв.

t=5 nt0=110/2+110•4=495 скв.

t=6 nt0=110/2+110•5=605 скв.

t=7 nt0=110/2+110•6=715 скв.

t=8 nt0=110/2+110•7=825 скв.

t=9 nt0=110/2+110•8=935 скв.

t=10 nt0=110/2+110•9=1045 скв.

Используя формулы (3.3.23) - (3.3.31) с учетом стадии разработки рассчитываем технологические показатели разработки. Расчёт технологических показателей разработки произведён с помощью ЭВМ (с использованием программы Microsoft Excel). Результаты расчета приведены в таблице 3.3.3

Таблица 3.3.3 - Результаты расчетов показателей разработки по базовому расчёту

Годы

Добыча нефти, тыс.т.

Добыча жидкости, тыс.т.

Обвод.,%

Годовая

Накопленная

Годовая

Накопленная

2009

928,5143

240214,3

4960,843

607419,5

73,61

2010

920,8746

241135,2

4954,706

612374,2

77,11

2011

912,0946

242047,3

4948,732

617322,9

80,31

2012

907,2927

242954,6

4942,926

622265,8

83,21

2013

900,9687

243855,5

4937,295

627203,1

85,81

2014

898,4051

244753,9

4931,842

632135

88,21

2015

893,4521

245647,4

4926,568

637061,5

90,41

Аналогично ведем расчеты и по второму варианту, после применения технологии закачки ЩПК. Результаты расчетов приведены на рисунке 3.3.1 и в таблице 3.3.4.

Рисунок 3.3.1- Динамика технологических показателей после применения технологии закачки ЩПК

Таблица 3.3.4 - Результаты расчета показателей разработки после применения технологии закачки ЩПК

Годы

Добыча нефти, тыс.т.

Добыча жидкости, тыс.т.

Обвод.,%

Годовая

Накопленная

Годовая

Накопленная

2009

928,6758

240212,4

4949,78

607413,6

73,51

2010

920,9014

241133,3

4943,736

612357,3

77,01

2011

912,2245

242045,6

4937,85

617295,2

80,21

2012

907,4521

242953

4932,128

622227,3

83,11

2013

901,0245

243854

4926,577

627153,9

85,71

2014

898,5124

244752,5

4921,199

632075,1

88,11

2015

893,6217

245646,2

4915,997

636991,1

90,31

Из расчета видно, что в результате применения технологии закачки ЩПК обводненность снижается, это свидетельствует о том, что технологические показатели разработки с применением предлагаемой методики увеличиваются.

Таким образом, данный расчет показал эффективность закачки щелочно-полимерной композиции как метода направленного на повышение нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедрённых мероприятий

В нефтедобывающей промышленности, как и в других отраслях, действуют общие экономические законы. Как и везде, помимо факторов увеличения объема производства продукции и ее реализации, неумолимо надвигается проблема снижения затрат на производство и реализацию этой продукции, снижение издержек производства. К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектируемых систем разработки нефтяных месторождений, относится себестоимость добычи нефти, капитальные удельные вложения и приведённые затраты.

Важную роль в формировании себестоимости добычи играют геолого-технические мероприятия. Целенаправленное развитие производственных мероприятий направлено на увеличение объема добываемой нефти и сокращению расходов на ее добычу. Из прогрессивных методов воздействия на продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения на Ромашкинском месторождении применяются гидродинамические и физико-химические методы. К методам увеличения нефтеотдачи (МУН) относится вся совокупность технологий объёмного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляемых через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристик заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти.

К методам обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) относится вся совокупность технологий локального воздействия на пласт в ближайшей окрестности скважины (осуществляемых через добывающие и нагнетательные скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины [16].

Для совершенствования системы ППД на Миннибаевской площади за 2009-2011гг. было проведено 117 мероприятий. Общая дополнительная добыча нефти составила 267,933 тыс.т, инвестировано 51,7 млн.руб (таблица 4.1.1).

Таблица 4.1.1 - Технико-экономические показатели мероприятий на Миннибаевской площади за 2009 - 2011гг

Наименование мероприятия

Кол-во обработок,

шт

Дополни-тельная добыча нефти, т

Затраты, тыс.руб

Экономическая эффективность, тыс.руб

Потокоотклоняющие

Сшитая полимерная система

(СПС)

4

4238

2644

19778

Капсулированная полимерная система (КПС)

7

11648

2310

54360

Щелочно-полимерная композиция (ЩПК)

13

21057

3952

98270

Полимер-глинистая и углеводородная система (ПГ-УВС)

5

13476

7520

62891

Полимер-глинистая композиция

(ПГК)

4

5066

1676

23642

Увеличивающие приемистость

Газоимпульсное воздействие

(ГИВ)

3

622

204

2902

Глинокислотная композиция

(ГКК)

3

8040

1692

37521

КХДВ-СHПХ-9030

29

55624

12992

259591

Глинокислота с МЛ-81Б (ГК МЛ)

3

5570

1203

25994

Глинокислота с нефтенолом (ГК НЛ)

46

142592

17526

665462

Итого

117

267933

51719

1250417

Экономический эффект от проведения мероприятий на Миннибаевской площади составил 1250417 тыс.руб.

Наибольшая экономическая эффективность мероприятий была получена за счет проведения технологии ГК НЛ по 46 скважинам - 665462 тыс.руб.

4.2 Методика расчёта экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Основными показателями, используемыми для оценки эффективности инвестиционных проектов являются:

- чистый доход;

- чистый дисконтированный доход;

- внутренняя норма доходности;

- индексы доходности затрат и инвестиций;

- срок окупаемости.

Эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение всего расчетного периода (жизненного цикла), охватывающего интервал во времени от первоначального вложения средств до его прекращения, воплощающегося в прекращении получения полезного результата и демонтаже оборудования, расчетный период разбивается на шаги - отрезки времени, в пределах которых осуществляется промежуточный расчет результата реализации проекта. Шагам расчета даются номера: 0, 1,2, …n. Время в расчетном периоде измеряется в годах, долях года и отсчитывается от фиксированного момента t0 = 0, принимаемого за базовый. Обычно из соображений удобства работы в качестве базового года принимается момент начала или конец нулевого шага. При сравнении нескольких проектов базовый момент для них (нулевой шаг) рекомендуется выбирать один и тот же.

Реализация инвестиционного проекта порождает денежные потоки (потоки реальных денег). Денежный поток инвестиционного проекта - полученные или уплаченные денежные средства за определенный период (шаг) и за весь расчетный период. Значение денежного потока обозначается через ц(t), если оно относится к моменту времени t, или через ц(m), если оно относится к m-му шагу. Когда речь идет о нескольких денежных потоках, для них вводятся специальные обозначения.

Притоки - выручка от продажи активов в течение и по окончании инвестиционного проекта, поступления за счет уменьшения оборотного капитала.

К оттокам от операционной деятельности относятся издержки на производство продукции, выполнение работ, оказание услуг, операционные и внереализационные расходы, налоги, отчисления во внебюджетные фонды. Сальдо денежного потока по отдельным видам деятельности рассчитывается путем алгебраического суммирования притоков денежных средств (со знаком «плюс») и оттоков (со знаком «минус») от конкретного вида деятельности на определенном шаге. Суммарное сальдо отражает суммарный итог (приток и отток) денежных средств по двум или трем видам деятельности, рассчитанный на каждом шаге расчета.

Накопленное сальдо денежного потока может определяться как разница между накопленным притоком и накопленным оттоком денежных средств или как накопленное сальдо (накопленный эффект) денежного потока нарастающим итогом по шагам расчета.

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается через t0.

Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в текущих или дефлированных ценах и в единой валюте. Для этой цели используется норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год [16].

Технологический эффект рассчитывается по формуле (ДQ):

, (4.2.1)

где

qуд - дебит скважины до проведения мероприятия;

nСКВ - число скважин

Условно-переменные затраты (Русл.пер.):

, (4.2.2)

где

- расходы на энергию по извлечению нефти;

- расходы по искусственному воздействию на пласт;

- расходы по сбору и транспортировке нефти;

- расходы по технологической подготовки нефти;

- прочие расходы (НДПИ)

Прирост условно переменных расходов на прирост добычи нефти (ДСусл.пер):

, (4.2.3)

Затраты на МУН (СМУН):

, (4.2.4)

Итого текущих расходов на внедрение мероприятия ():

, (4.2.5)

Всего текущих расходов на внедрение мероприятия ():

, (4.2.6)

Объем добычи нефти после внедрения МУН (Q2):

, (4.2.7)

где

Q1 - объем добычи нефти товарной нефти за год по НГДУ до внедрения мероприятия

Себестоимость добычи нефти после внедрения мероприятий (С2):

С2=С1 + ДСТЕК.РАСХ, (4.2.8)

где

С1 - себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятий

Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемых мероприятий ():

, (4.2.9)

Экономический эффект от внедрения предлагаемого мероприятия (Эt)

Эt = Рt - Зt, (4.2.10)

где

Рt - прирост реализации продукции:

Рt = Zн · ДQ, (4.2.11)

где

Зt - дополнительные затраты на прирост добычи нефти:

Зt = ·ДQ, (4.2.12)

Экономический эффект с учетом налогов на прибыль:

Эt = Рt - Зt - НПРИБ, (4.2.13)

Экономия эксплуатационных затрат (ДСЭКОН):

ДСЭКОН = , (4.2.14)

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу (превышение интегральных результатов над интегральными затратами). Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле:

(4.2.15)

где

Rt - результаты, достигаемые на t-м шаге расчета;

Зt-затраты, осуществляемые на t-м же шаге;

T - горизонт расчета, равный номеру шага расчета, на котором производится ликвидация объекта.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект. Если инвестиционный проект будет осуществлен при отрицательном ЧДД, т.е. проект неэффективен. На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого из состава затрат исключают капитальные вложения.

. (4.2.16)

Если обозначить затраты, не включающие капиталовложения Зt*, то

. (4.2.17)

Здесь чистый дисконтированный доход определяется как разность между суммой приведенных эффектов и приведенной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений. Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных к величине капиталовложений:

. (4.2.18)

Понятно, что если ЧДД>0, то ИД>1,и проект эффективен. Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет ту норму дисконта (Е в.н.), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Если графически изобразить зависимость чистого дисконтированного дохода от нормы дисконта, то кривая ЧДД=f(E) пересекает ось абсцисс в некоторой точке б, соответствующей Е в.н. при которой чистый дисконтированный доход превращается в ноль.

Иными словами, Е в.н. является решением уравнения:

. (4.2.19)

Уравнение может иметь больше одного решении. В этом случае корректный расчет ВНД несколько затруднен. Кроме того, может иметь место ситуация, при которой Ев.н. просто не существует. Если простой (недисконтированный) интегральный эффект положителен, ряд авторов предлагает принимать в качестве Ев.н. значение наименьшего положительного корня уравнения (4.2.19).

Таким образом, расчет ЧДД инвестиционного проекта дает ответ на вопрос, является ли он эффективным при некоторой заданной форме дисконта (Е), а внутренняя норма доходности определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если ВНД, равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал в данный проект оправданы.

Срок окупаемости капиталообразующих инвестиций определяется временным интервалом (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится положительным, т.е. это период (месяцы, годы), за который первоначальные капиталовложения по инвестиционному проекту покрываются суммарным эффектом от его осуществления.

Он рассчитывается по формуле:

, (4.2.20)

где tок - срок окупаемости капитальных вложений, т.е. номер шага расчета (месяц, квартал, год), за пределами которого интегральный эффект становится положительным [16].

4.3 Расчёт экономической эффективности от внедрения предлагаемого мероприятия

Исходя из методики расчета экономической эффективности, произведем расчет экономического эффекта от проведения технологий закачки ЩПК, КПС и ПГ-УВС с целью совершенствования системы ППД Миннибаевской площади. Исходные данные и результаты расчета представлены в таблицах 4.3.1-4.3.6.

Таблица 4.3.1 - Расчет экономического эффекта от проведения технологии закачки ЩПК на скважинах Миннибаевской площади НГДУ «Альметьевнефть» за один условный год

Наименование показателей

Ед.

измерения

Обозначе-ние

Значения

Расчет экономического эффекта

1

2

3

4

5

Технологический эффект

тыс. тонн

ДQ

2,636

2,636·2 = 5,272

Коэффициент эксплуатации

д.ед.

Кэ

0,90

Количество скважин

скв.

Nскв.

2

Продолжительность эффекта

год.

Т

1

Норма дисконтирования

%

10

Ставка налога на прибыль

%

20

Цена 1 тонны нефти (без НДС)

Руб. /тонн

Zн

9699

Условно-переменные затраты

в том числе:

Руб/тонн

Русл.пер.

3701,4

97,8+68,3+11,6+16,8+3506,9=3701,4

Расходы на энергию по извлечению нефти

руб./тонн

97,8

Расходы по искусственному воздействию на пласт

руб./тонн

68,3

Расходы по сбору и транспортировке нефти

руб./тонн

11,6

Расходы по технологической подготовки нефти

руб./тонн

16,8

Прочие расходы (НДПИ)

руб./тонн

3506,9

Прирост условно переменных расходов на прирост добычи нефти

тыс. руб.

19513,78

3701,4·5,272 = 19513,78

Расходы на внедрение ЩПК

Затраты на обработку ЩПК

тыс.руб.

304

304· 2 = 608

Итого текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

608

608

Всего текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

20121,78

19513,78+608= 20121,78

Расчет экономической эффективности

Объем добычи нефти товарной нефти за год по НГДУ до ЩПК

тыс. тонн

Q1

4033,02

Объем добычи нефти после внедрения ЩПК

тыс. тонн

Q2

4038,29

4033,02+5,272 = 4038,29

Себестоимость добычи нефти до внедрения ЩПК

тыс. руб.

С1

22712597

Себестоимость добычи 1 тонны товарной нефти

Руб./тонн

5631,66

Себестоимость добычи нефти после внедрения ЩПК

тыс. руб.

С2

22732718,7

22712597 + 20121,78 = 22732718,7

Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемой технологии ЩПК

Руб. /тонн

5629,29

22732718,7/4038,29 = 5629,29

Экономический эффект от внедрения ЩПК

тыс. руб.

Эt

31011,22

51133 - 20121,78 = 31011,22

Прирост реализации продукции

тыс. руб.

Рt

51133

9,699·5,272 = 51133

Дополнительные затраты на прирост добычи нефти

тыс. руб.

Зt

20121,78

5629,29·5,272 = 20121,78

Сумма налога на прибыль

тыс. руб.

НПРИБ.

6202,2

31011,22·0,2 = 6202,2

Экономический эффект с учетом налога на прибыль

тыс. руб.

Эt

24809,02

31011,22-6202,2= 24809,02

Экономия эксплуатационных затрат

тыс. руб.

ДСЭКОН

12,49

(5631,66 - 5629,29) ·5,272 = 12,49

В результате расчета экономической эффективности внедрения ЩПК за один условный год, видно, что величина экономического эффекта составила 31011,22тыс. руб, с учетом налога на прибыль 24809,02тыс.руб.

Таблица 4.3.2 - Расчет экономической эффективности проведения ЩПК

Показатель

Нормативная продолжительность эффекта, мес

Итого

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Инвестиционная деятельность

Инвестиции при проведении мероприятия

-608

Операционная деятельность

Годовая добыча нефти (Qмес, тн)

514

499

484

470

456

442

430

418

406

395

384

374

5272

Выручка без НДС

4 985

4 840

4 694

4 559

4 423

4 287

4 171

4 054

3 938

3 831

3 724

3 627

51 133

Производственные затраты

-2 511

-1 847

-1 791

-1 740

-1 688

-1 636

-1 592

-1 547

-1 503

-1 462

-1 421

-1 384

-20 122

-переменные расходы

-1902

-1846

-1791

-1739

-1687

-1636

-1591

-1547

-1502

-1462

-1421

-1384

-19513

в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых

-1802

-1749

-1697

-1648

-1599

-1550

-1507

-1465

-1423

-1385

-1346

-1311

-18488

-проведение МУН

-608

Валовая прибыль

2 475

2 993

2 903

2 819

2 735

2 651

2 579

2 507

2 435

2 369

2 303

2 243

31 011

Налогооблагаемая прибыль

2 475

2 993

2 903

2 819

2 735

2 651

2 579

2 507

2 435

2 369

2 303

2 243

31 011

Налог на прибыль

-494

-598

-580

-563

-546

-530

-515

-501

-487

-473

-460

-448

-6202

Чистая прибыль

1 980

2 394

2 322

2 255

2 188

2 121

2 063

2 006

1 948

1 895

1 842

1 794

24 809

Коэффициент дисконтирования

1

0,9900

0,9802

0,9705

0,9609

0,9514

0,9420

0,9327

0,9234

0,9143

0,9052

0,8963

Сальдо суммарного потока

1 372

2 394

2 322

2 255

2 188

2 121

2 063

2 006

1 948

1 895

1 842

1 794

24 201

То же накопленное

942

3 336

5 659

7 914

10 102

12 222

14 285

16 291

18 239

20 134

21 977

23 771

Дисконтированное сальдо

1371

2370

2276

2188

2102

2017

1943

1870

1798

1732

1667

1608

22950

Чистый дисконтированный доход

942

3312

5589

7777

9880

11898

13841

15712

17511

19244

20912

22520

Притоки-выручка

4 985

4 840

4 694

4 559

4 423

4 287

4 171

4 054

3 938

3 831

3 724

3 627

51 133

То же дисконтированное

4985

4791

4601

4424

4250

4078

3928

3781

3636

3502

3371

3251

48605

Сумма дисконтированных притоков

48605

Оттоки

-3 613

-2 446

-2 372

-2 303

-2 235

-2 166

-2 107

-2 049

-1 990

-1 936

-1 882

-1 833

-26 932

То же дисконтированные

-3613

-2421

-2325

-2235

-2147

-2061

-1985

-1910

-1837

-1770

-1703

-1642

-25654

Абс. сумма дисконтированных оттоков

38701

Индекс доходности дисконтированных затрат

1,255

Дисконтированный срок окупаемости, мес.

0,778

Индекс доходности

1,898

Таблица 4.3.3 - Расчет экономического эффекта от проведения КПС на скважинах Миннибаевской площади НГДУ «Альметьевнефть» за один условный год

Наименование показателей

Ед.

измерения

Обозначе-ние

Значения

Расчет экономического эффекта

1

2

3

4

5

Технологический эффект

тыс. тонн

ДQ

2,541

2,541·2 = 5,082

Коэффициент эксплуатации

д.ед.

Кэ

0,90

Количество скважин

скв.

Nскв.

2

Продолжительность эффекта

год.

Т

1

Норма дисконтирования

%

10

Ставка налога на прибыль

%

20

Цена 1 тонны нефти (без НДС)

Руб. /тонн

Zн

9699

Условно-переменные затраты

в том числе:

Руб/тонн

Русл.пер.

3701,4

97,8+68,3+11,6+16,8+3506,9=3701,4

Расходы на энергию по извлечению нефти

руб./тонн

97,8

Расходы по искусственному воздействию на пласт

руб./тонн

68,3

Расходы по сбору и транспортировке нефти

руб./тонн

11,6

Расходы по технологической подготовки нефти

руб./тонн

16,8

Прочие расходы (НДПИ)

руб./тонн

3506,9

Прирост условно переменных расходов на прирост добычи нефти

тыс. руб.

12873,5

3701,4·5,082 = 18810,5

Расходы на внедрение КПС

Затраты на обработку КПС

тыс.руб.

330

330· 2 = 660

Итого текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

660

660

Всего текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

19470,5

18810,5+660= 19470,5

Расчет экономической эффективности

Объем добычи нефти товарной нефти за год по НГДУ до КПС

тыс. тонн

Q1

4033,02

Объем добычи нефти после внедрения КПС

тыс. тонн

Q2

4038,1

4033,02+5,082 = 4038,1

Себестоимость добычи нефти до внедрения КПС

тыс. руб.

С1

22712597

Себестоимость добычи 1 тонны товарной нефти

Руб./тонн

5631,66

Себестоимость добычи нефти после внедрения КПС

тыс. руб.

С2

22732067,5

22712597 + 19470,5 = 22732067,5

Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемой технологии КПС

Руб. /тонн

5629,3

22732067,5/4038,1 = 5629,3

Экономический эффект от внедрения КПС

тыс. руб.

Эt

29819,5

49290 - 19470,5 = 29819,5

Прирост реализации продукции

тыс. руб.

Рt

49290

9,699·5,082 = 49290

Дополнительные затраты на прирост добычи нефти

тыс. руб.

Зt

19470,5

5629,3·5,082 = 19470,5

Сумма налога на прибыль

тыс. руб.

НПРИБ.

5963,9

29819,5·0,2 = 5963,9

Экономический эффект с учетом налога на прибыль

тыс. руб.

Эt

23855,6

29819,5-5963,9= 23855,6

Экономия эксплуатационных затрат

тыс. руб.

ДСЭКОН

11,99

(5631,66 - 5629,3) ·5,082 = 11,99

В результате расчета экономической эффективности внедрения КПС за один условный год, величина экономического эффекта составила 29819,5тыс. руб, с учетом налога на прибыль 23855,6тыс.руб.

Таблица 4.3.4 - Расчет экономической эффективности проведения КПС

Показатель

Нормативная продолжительность эффекта, мес

Итого

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Инвестиционная деятельность

Инвестиции при проведении мероприятия

-660

Операционная деятельность

Годовая добыча нефти (Qмес, тн)

493

479

465

452

439

427

415

404

392

382

372

362

5082

Выручка без НДС

4 782

4 646

4 510

4 384

4 258

4 141

4 025

3 918

3 802

3 705

3 608

3 511

49 290

Производственные затраты

-2 485

-1 773

-1 721

-1 673

-1 625

-1 580

-1 536

-1 495

-1 451

-1 414

-1 377

-1 340

-19 471

-переменные расходы

-1824

-1772

-1721

-1673

-1624

-1580

-1536

-1495

-1450

-1413

-1376

-1339

-18810

в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых

-1728

-1679

-1630

-1585

-1539

-1497

-1455

-1416

-1374

-1339

-1304

-1269

-17822

-проведение МУН

-660

Валовая прибыль

2 297

2 873

2 789

2 711

2 633

2 561

2 489

2 423

2 351

2 291

2 231

2 171

29 820

Налогооблагаемая прибыль

2 297

2 873

2 789

2 711

2 633

2 561

2 489

2 423

2 351

2 291

2 231

2 171

29 820

Налог на прибыль

-459

-574

-557

-542

-526

-512

-497

-484

-470

-458

-446

-434

-5963

Чистая прибыль

1 837

2 298

2 231

2 169

2 106

2 049

1 991

1 938

1 881

1 833

1 785

1 737

23 856

Коэффициент дисконтирования

1

0,9900

0,9802

0,9705

0,9609

0,9514

0,9420

0,9327

0,9234

0,9143

0,9052

0,8963

Сальдо суммарного потока

1 177

2 298

2 231

2 169

2 106

2 049

1 991

1 938

1 881

1 833

1 785

1 737

23 196

То же накопленное

372

2 670

4 901

7 070

9 176

11 225

13 216

15 155

17 036

18 869

20 653

22 390

Дисконтированное сальдо

1177

2275

2187

2104

2024

1949

1875

1808

1736

1675

1615

1556

21987

Чистый дисконтированный доход

372

2647

4834

6939

8963

10913

12788

14596

16333

18009

19625

21182

Притоки-выручка

4 782

4 646

4 510

4 384

4 258

4 141

4 025

3 918

3 802

3 705

3 608

3 511

49 290

То же дисконтированное

4781

4599

4421

4255

4091

3940

3791

3654

3511

3387

3266

3147

46848

Сумма дисконтированных притоков

46848

Оттоки

-3 604

-2 348

-2 279

-2 215

-2 152

-2 093

-2 034

-1 980

-1 921

-1 872

-1 823

-1 774

-26 094

То же дисконтированные

-3604

-2324

-2234

-2150

-2067

-1991

-1916

-1846

-1774

-1711

-1650

-1590

-24860

Абс. сумма дисконтированных оттоков

37833

Индекс доходности дисконтированных затрат

1,238

Дисконтированный срок окупаемости, мес.

0,876

Индекс доходности

1,888

Таблица 4.3.5 - Расчет экономического эффекта от проведения ПГ-УВС на скважинах Миннибаевской площади НГДУ «Альметьевнефть» за один условный год

Наименование показателей

Ед.

измерения

Обозначе-ние

Значения

Расчет экономического эффекта

1

2

3

4

5

Технологический эффект

тыс. тонн

ДQ

2,816

2,816·2 = 5,632

Коэффициент эксплуатации

д.ед.

Кэ

0,90

Количество скважин

скв.

Nскв.

2

Продолжительность эффекта

год.

Т

1

Норма дисконтирования

%

10

Ставка налога на прибыль

%

20

Цена 1 тонны нефти (без НДС)

Руб. /тонн

Zн

9699

Условно-переменные затраты

в том числе:

Руб/тонн

Русл.пер.

3701,4

97,8+68,3+11,6+16,8+3506,9=3701,4

Расходы на энергию по извлечению нефти

руб./тонн

97,8

Расходы по искусственному воздействию на пласт

руб./тонн

68,3

Расходы по сбору и транспортировке нефти

руб./тонн

11,6

Расходы по технологической подготовки нефти

руб./тонн

16,8

Прочие расходы (НДПИ)

руб./тонн

3506,9

Прирост условно переменных расходов на прирост добычи нефти

тыс. руб.

20846,2

3701,4·5,632 = 20846,2

Расходы на внедрение ПГ-УВС

Затраты на обработку ПГ-УВС

тыс.руб.

1504

1504· 2 = 3008

Итого текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

3008

3008

Всего текущих расходов на внедрение мероприятия

тыс. руб.

23854,2

20846,2+3008=23854,2

Расчет экономической эффективности

Объем добычи нефти товарной нефти за год по НГДУ до ПГ-УВС

тыс. тонн

Q1

4033,02

Объем добычи нефти после внедрения ПГ-УВС

тыс. тонн

Q2

4038,65

4033,02+5,632 = 4038,65

Себестоимость добычи нефти до внедрения ПГ-УВС

тыс. руб.

С1

22712597

Себестоимость добычи 1 тонны товарной нефти

Руб./тонн

5631,66

Себестоимость добычи нефти после внедрения ПГ-УВС

тыс. руб.

С2

22736451,2

22712597 + 23854,2= 22736451,2

Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемой технологии ПГ-УВС

Руб. /тонн

5629,7

22736451,2/4038,65 = 5629,7

Экономический эффект от внедрения ПГ-УВС

тыс. руб.

Эt

30769,8

54624 - 23854,2 = 30769,8

Прирост реализации продукции

тыс. руб.

Рt

54624

9,699·5,632 = 54624

Дополнительные затраты на прирост добычи нефти

тыс. руб.

Зt

23854,2

5629,7·5,06 =23854,2

Сумма налога на прибыль

тыс. руб.

НПРИБ.

6153,9

30769,8·0,2 = 6153,9

Экономический эффект с учетом налога на прибыль

тыс. руб.

Эt

24615,9

30769,8 - 6153,9 = 24615,9

Экономия эксплуатационных затрат

тыс. руб.

ДСЭКОН

11,03

(5631,66 - 5629,7) ·5,632 = 11,03

В результате расчета экономической эффективности внедрения ПГ-УВС за один условный год, величина экономического эффекта составила 30769,8тыс. руб, с учетом налога на прибыль 23854,2тыс.руб.

Таблица 4.3.6 - Расчет экономической эффективности проведения ПГ-УВС

Показатель

Нормативная продолжительность эффекта, мес

Итого

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Инвестиционная деятельность

Инвестиции при проведении мероприятия

-3008

Операционная деятельность

Годовая добыча нефти (Qмес, тн)

549

532

516

501

487

473

460

448

435

422

410

399

5632

Выручка без НДС

5 325

5 160

5 005

4 859

4 723

4 588

4 462

4 345

4 219

4 093

3 977

3 870

54 625

Производственные затраты

-5 040

-1 969

-1 910

-1 854

-1 803

-1 751

-1 703

-1 658

-1 610

-1 562

-1 518

-1 477

-23 854

-переменные расходы

-2032

-1969

-1909

-1854

-1802

-1750

-1702

-1658

-1610

-1561

-1517

-1476

-20846

в т.ч. налог на добычу полезных ископаемых

-1925

-1865

-1809

-1756

-1707

-1658

-1613

-1571

-1525

-1479

-1437

-1399

-19750

-проведение МУН

-3008

Валовая прибыль

285

3 191

3 095

3 005

2 921

2 837

2 759

2 687

2 609

2 531

2 459

2 393

30 770

Налогооблагаемая прибыль

285

3 191

3 095

3 005

2 921

2 837

2 759

2 687

2 609

2 531

2 459

2 393

30 770

Налог на прибыль

-56

-638

-618

-600

-584

-567

-551

-537

-521

-506

-491

-478

-6154

Чистая прибыль

228

2 553

2 476

2 404

2 337

2 269

2 207

2 150

2 087

2 025

1 967

1 914

24 616

Коэффициент дисконтирования

1

0,9900

0,9802

0,9705

0,9609

0,9514

0,9420

0,9327

0,9234

0,9143

0,9052

0,8963

Сальдо суммарного потока

-2 780

2 553

2 476

2 404

2 337

2 269

2 207

2 150

2 087

2 025

1 967

1 914

21 608

То же накопленное

310

2 863

5 338

7 742

10 079

12 348

14 555

16 705

18 792

20 817

22 784

24 699

Дисконтированное сальдо

-2780

2527

2427

2333

2245

2159

2079

2004

1927

1851

1780

1715

20271

Чистый дисконтированный доход

310

2837

5264

7597

9842

12002

14081

16086

18013

19865

21646

23362

Притоки-выручка

5 325

5 160

5 005

4 859

4 723

4 588

4 462

4 345

4 219

4 093

3 977

3 870

54 625

То же дисконтированное

5324

5108

4906

4716

4539

4364

4202

4052

3896

3742

3599

3468

51922

Сумма дисконтированных притоков

46668

Оттоки

-8 105

-2 607

-2 529

-2 455

-2 387

-2 318

-2 254

-2 196

-2 132

-2 068

-2 009

-1 955

-33 016

То же дисконтированные

-8105

-2581

-2479

-2383

-2293

-2205

-2123

-2047

-1968

-1891

-1819

-1752

-31651

Абс. сумма дисконтированных оттоков

37771

Индекс доходности дисконтированных затрат

1,235

Дисконтированный срок окупаемости, мес.

0,901

Индекс доходности

1,654

Эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение одного года. На основании расчетов эффективности применения технологии ЩПК, КПС и ПГ-УВС представленных в таблицах 4.3.1-4.3.6, можно сделать вывод о том, что внедрение данных мероприятий является экономически целесообразным. Об этом свидетельствуют основные показатели эффективности инвестиционного проекта.

Рисунок 4.3.1 - Динамика изменения ЧДД от проведения ЩПК, КПС и ПГ-УВС на скважинах Миннибаевской площади

ЧДД растет в течении всего расчетного периода и за год составил 22520тыс.руб после ЩПК, 21182тыс.руб после КПС и 23362тыс.руб после ПГ-УВС, то есть внедрение проектов дает возможность получить положительный поток наличности за срок проявления технологического эффекта.

Для наглядности, сведем основные технико-экономические показатели эффективности внедрения ЩПК, КПС и ПГ-УВС в таблицу 4.3.7.

Таблица 4.3.7 - Сопоставление технико-экономических показателей от проведения мероприятий по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади НГДУ «Альметьевнефть»

Наименование показателей

Ед. измерения

Обозна-чения

Мероприятия

ЩПК

КПС

ПГ-УВС

Технологический эффект

тыс. тонн

ДQ

5,272

5,082

5,632

Количество скважин

ед

Nскв

2

2

2

Затраты на внедрение мероприятия

тыс.руб

608

660

3008

Себестоимость 1 тонны добычи нефти после внедрения предлагаемых в мероприятий

руб. /тонн

5629,29

5629,3

5629,7

Экономический эффект от внедрения предлагаемого мероприятия

тыс. руб.

Эt

31011,22

29819,5

30769,8

Прирост реализации продукции

тыс. руб.

Рt

51133

49290

54624

Дополнительные затраты на прирост добычи нефти

тыс. руб.

Зt

20121,78

19470,5

23854,2

Сумма налога на прибыль

тыс. руб.

НПРИБ

6202,2

5963,9

6153,9

Экономический эффект с учетом налогов на прибыль

тыс. руб.

Эt

24809,02

23855,6

24615,9

Экономия эксплуатационных затрат

тыс. руб.

ДСЭКОН

12,49

11,99

11,03

Окупаемость

мес

ТОК

0,778

0,876

0,901

Чистый дисконтированный доход

тыс. руб.

ЧДД

22520

21182

23362

Индекс доходности затрат

д.ед.

ИДЗ

1,898

1,888

1,654

Таким образом, индексы доходности дисконтированных затрат соответствуют критериям ОАО «Татнефть», среди которых наибольший после внедрения технологии ЩПК. Технология ЩПК, по оттокам денежных средств выигрывает, по сравнению с другими технологиями, срок окупаемости ЩПК наступает раньше через 0,778 мес.

5. раздел промышленной безопасности и охраны труда

5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений

В воздух производственных объектов нефтяной и газовой промышленности основной объем вредных веществ поступает из нефти и газа, продуктов их переработки и сгорания. Опасные выбросы вредных веществ в воздух возможны при всех технологических процессах бурения, добычи, подготовки, транспортирования и хранения нефти, газа и газового конденсата. В большинстве случаев ядовитые вещества при дыхании проникают в кровь и разносятся по всему организму, попадая в жизненно важные органы.

Глубина и тяжесть действия вредных веществ на человека зависят от их вида, физико-химических свойств, агрегатного состояния и растворимости, а также путей проникновения в организм человека, сферы действия (общее- на организм в целом, локальное - на отдельный орган), температуры, давления, концентрации, времени действия, состояния здоровья человека и способности накапливаться в организме. Отравление может быть острым (внезапно большим количеством ядовитого вещества) и хроническим (при малых концентрациях- без явного начала в течение длительного времени).

Существенное влияние на токсичность веществ оказывают их агрегатное состояние и физические свойства. Газы (пары) и аэрозоли при прочих равных условиях токсичнее, чем твердые вещества и жидкости. Токсические свойства выше у кипящих при низких температурах и легко испаряющихся жидкостей (бензин, бензол, эфиры более токсичны, чем масла и мазуты), у веществ с большим содержанием летучих и высоким давлением пара (бензол опаснее толуола). Некоторые вещества, проникая в организм, способны накапливаться в отдельных органах (например, ртуть в печени). По мере накопления они усиливают свое вредное биологическое действие на организм. Особенно опасна функциональная кумуляция (свинец, мышьяк, ароматические углеводороды), вызывающая изменения в функциях отдельных органов и повышающая чувствительность их к другим не опасным до этого веществам. Хорошо растворимые вещества быстро удаляются из организма через мочегонные пути; плохо растворимые (ртуть, марганец)- через кишечник.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены