Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

5) Жидкости на основе пен. Энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

В качестве жидкости разрыва, а также жидкости-песконосителя будет использован водяной гель «Химеко-В». Гелирующий комплекс «Химеко-В» предназначен для получения полисахаридного водного геля. В качестве жидкости для получения геля применяют пресную или пластовую, или минерализованную воду. В состав комплекса гелирующего «Химеко-В» входят:

гелеобразователь ГПГ-3. Полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета.

поверхностно-активное вещество (ПАВ) - регулятор деструкции - азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.

боратный сшиватель - БС-1. Боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета.

деструктор ХВ. Неорганическое соединение, белый порошок.

Водный гель комплекса «Химеко-В» обладает высокой вязкостью, низкими фильтрационными утечками, высокой удерживающей способностью зернистого наполнителя.

Использование соляной кислоты для обработки пласта вызывает ряд проблем: высокие значения коррозии, межфазного натяжения на границе с углеводородами; вторичное осадкообразование; повышенная скоростью реакции с водонасыщенной породой; образование осадков и эмульсий с пластовыми флюидами. Поэтому при обработке соляной кислотой применяется ряд добавок: ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, деэмульгаторов, понизителей скорости реакции и различных ПАВ.

При КГРП будет использован 24%-й раствор соляной кислоты с добавкой ПАВ «НЕФТЕНОЛ-К». Он представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения:

Катионактивный ПАВ (КПАВ), входящий в состав «НЕФТЕНОЛ-К», притермической деструкции не выделяет летучих хлорсодержащих продуктов, поэтому неоказывает отрицательного влияния на дальнейшую переработку нефти.

Анионактивный ПАВ (АПАВ), входящий в состав «НЕФТЕНОЛ-К», не выделяет осадков на контакте с минерализованной пластовой водой, так как образует водорастворимые соединения при взаимодействии с растворами солей.

Промысловые эксперименты показали, что оптимальная концентрация «НЕФТЕНОЛ-К», в качестве добавки в кислоты - 4 %.

Преимущества: снижает межфазное натяжение; ингибирует скорость коррозии; препятствует образованию вторичных осадков; замедляет скорость реакции кислоты с породой; препятствует образованию эмульсии при взаимодействии с нефтью; стойкий к минеральной агрессии и температуре; сохраняет продуктивность пластов; снижает коррозионную агрессивность.

6.5.4 Расчет параметров гидроразрыва пласта

Данные, необходимые для расчета параметров проведения ГРП и параметров трещины, представлены в табл. 41.

Таблица 41. Параметры скважины-кандидата

Показатель	Обозначение	Величина	Размерность
Глубина скважины	Lскв	1902	м
Диаметр НКТ внут.	dнкт	0,072	м
Вскрытая толщина пласта	H	20	м
Средняя проницаемость	K	0,039*10-12	м2
Модуль упругости пород	E	2*1010	Па
Коэффициент Пуассона	н	0,3
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	сп	2400	кг/м3
Плотность жидкости разрыва	Сжр	1000	кг/м3
Вязкость жидкости разрыва	м	150	мПа*с

По формуле (6.1) найдем вертикальную составляющую горного давления на уровне забоя скважины:

=2400*9,81*1902 = 44,78 МПа

По формуле (6.2) найдем горизонтальную составляющую горного давления:

19,19 МПа

В данных условиях, образуется вертикальная трещина, т.к. горизонтальная составляющая горного давления намного меньше вертикальной.

Для закачки жидкости разрыва и кислотного раствора будет использоваться агрегат НУ-2250. Объем жидкости разрыва, которую необходимо закачать в пласт V_треб=30 м³. Время, за которое необходимо закачать данный объем жидкости разрыва t_зак=25 мин. Следовательно, должен быть обеспечен темп закачки:

Q_min= .

В качестве жидкости разрыва будет использован гель на водной основеплотностью с_ж.р.=930 кг/м³ и вязкостью м_ж.р.=150 мПа*с.

Рассчитаем забойное давление разрыва по формуле (6.3):

Получаем забойное давление разрыва =20,58 МПа.

Режим течения жидкости разрыва по НКТ определяется исходя из отношения фактической скорости течения к критической. Критическая скорость течения определяется по следующей формуле:

= =0,97 ,

где - предельное напряжение сдвига:



=1,5 Па .

Фактическая скорость течения жидкости разрыва в НКТ определяется по формуле:

= 4,9 м/с .

Учитывая режим течения, потери на трение при движении жидкости разрыва по насосно-компрессорным трубам рассчитываются по формуле:

8,3МПа.

Чтобы рассчитать необходимое для гидроразрыва устьевое давление воспользуемся следующей формулой:

P_у=Н_скв+= =22,5 МПа.

Порабочей характеристики насоса УН-2250 видно, что максимальный расход при рабочем давлении 22,5 МПа составляет 0,03 м³/с. Тогда количество насосных агрегатов, необходимых для мероприятия:

N+ 1 = + 1 = 1,66.

Округлив полученное число в большую сторону можно сделать вывод, что для данного мероприятия необходимо 2насосных агрегата.

Длина полученной трещины по формуле (6.4):

=84 м.

Ширина трещины:

6,7 мм.

После создания трещины под давлением, выше давления разрыва, циклически закачивается кислота с замедлителем реакции и разъедает породу вдоль трещины. Объем кислоты, закачиваемый в пласт, определяется исходя из технико-экономического анализа, проведенного в «ПермНИПИнефть» (рис. 36).

Рис. 36. Зависимость NPVот объема закачиваемой кислоты

Данная зависимость отражает экономический эффект от каждого дополнительно закачиваемого м³ кислоты в пласт с эффективной нефтенасыщенной толщиной10 метров. Для скважины № 407 считается целесообразным закачка 90 м³ кислотного раствора.

Кислота взаимодействует с карбонатными породами, известняком и доломитом. При этом протекают следующие химические реакции:

Взаимодействие с известняком:

2HCl+CaCO₃=CaCl₂+H₂O+CO₂;



Взаимодействие с доломитом:

4HCl+CaMg(CO₃)₂=CaCl₂+MgCl₂+2H₂O+CO₂.

Продукты данных реакций хорошо растворимы и выносятся из призабойной зоны в процессе освоения скважины.

Для примера на рис. 37 изображен график циклической закачки кислоты при проведении КГРП.

Рис. 37. График циклической закачки кислоты

В качестве закрепляющего материала будет использоваться осмоленный проппант плотностью 2,9 г/см³, что снизит вынос проппанта в процессе эксплуатации скважины после проведения КГРП. В качестве несущей жидкости используется водный гель «Химеко-В». Исходя из объема трещины, вдавливания в породу и утечки необходимо закачать 24 тонны проппанта. Закачка проппанта будет осуществляться двумя порциями: 6 тонн проппанта фракции 12/18 и 18 тонны проппанта фракции 20/40.

Теперь рассчитаем количество несущей жидкости для каждой фракции проппанта с учетом того, что удельная масса проппанта на 1 м³ жидкости составляет в среднем 900 кг.

V_ж12/18=6000/400=6,6м³

V_ж20/40=18000/400=20 м³

Общий объем несущей жидкости равен 26,6 м³

6.5.5 Проведение гидроразрыва пласта

Перед проведением КГРП необходимо провести ряд подготовительных мероприятий:

промывка забоя;при наличие аварийного инструмента в скважине выполняются ловильные работы;

проведение комплекса геофизических исследований по уточнению интервалов обработки, «работающих» интервалов, наличию обводнившихся интервалов;

при наличие обводнённого интервала необходимы изоляционные работы.

В подготовленную скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм спускается гидравлический пакер, устанавливаемый в 20-30 метрах выше интервала перфорации. Устье скважины оборудуется арматурой высокого давления АУ-70.

В настоящее время основному КГРП пласта предшествует так называемый мини-ГРП (микроразрыв), являющийся самым важным тестом перед основной обработкой скважины. Информация, получаемая при микроразрыве, включает в себя давление смыкания трещин, pc, чистое давление, начальные условия (перфорация и трение в области ствола), и возможные показатели степени загрязнения области разрыва. Область резкого снижения на кривой давления используется для получения коэффициента утечки для данной геометрии скважины. На рис. 38 показаны оперативное положение на типичной кривой давления, зарегистрированного во время снятия характеристик.



1. Разрыв пласта;

2. Распространение трещины;

3. Мгновенное давление при закрытом устье;

4. Давление смыкания из спада давления;

5. Повторное открытие трещины;

6. Давление смыкания по оттоку;

7.Асимптотическое пластовое давление;

8. Давление смыкания (обр. ход)

Рис. 38. Динамика давления при проведении мини-ГРП

Некоторые наиболее важные графики, используемые для нахождения давления смыкания трещины разрыва:

pshut-in от t;

pshut-in от ;

pshut-in от числа Грасгофа (и разновидности);

Дополнительная сложность заключается в том, что температура и эффекты сжимаемости могут вызвать отклонения давления. В этом случае, кривые падения, скорректированные с учетом температуры, можно составить для получения нормальной интерпретации различных типов графиков.

После проведения мини-ГРП проводится основной ГРП. Возможный порядок закачки:

закачивается жидкость разрыва Химеко-В для создания геометрии трещины;

несколькими циклами закачивается кислота: раствор HCl + Нефтенол-К;

буферная стадия: закачивается небольшой объем геля Химеко-В, чтобы изолировать кислоту от проппантных стадий;

проппантные стадии: закачивается несущая жидкость Химеко-В + проппант;

продавка.

Для определения высоты трещины часто обращаются к термокаротажу. Результат термокаротажа скважины в интервале ГРП изображен на рис. 39.

Рис. 39. Термокаротаж для подтверждения высоты трещины



Для определения геометрии трещины используется систематическое излучение и прием акустических сигналов вкрест поверхности трещины. Пример активного сейсмического прослушивания или межскважинной томографии изображен на рис. 40.

Рис. 40. Сейсмическое прослушивание трещины

6.6 Прогнозирование дебита после КГРП

Для расчета прогнозируемого дебита нефти после ГТМ, построим график зависимости дебита скважины до и после КГРП (рис. 41) для скв. №№ 224, 400, 406, 412, 414, 420, 423, 424, 425, 9070. При построении были учтены также скв. №№ 441 и 465, где был проведен КГРП с проппантом. Как видно из рисунка, между дебитом скважин до и после КГРП наблюдается достаточно тесная корреляционная связь, которая описывается линейным уравнением вида:



y= 0,947x + 13,682, R=0,782 доли ед. (6.11)

При этом среднеквадратичное отклонение точек на рис. 41 составляет 0,61, что объясняется сильным влиянием двух «аномальных» точек по скв. №№ 9070 и 406. Следует заметить, что использование проппанта не влияет на начальный дебит после КГРП, что подтверждается нахождением этих точек на линии тренда, построенной по данным традиционной технологии кислотного гидроразрыва.

Рис. 41. Зависимость дебита скважин до и после КГРП по промысловым данным. Точками () обозначены данные по КГРП с проппантом

Основываясь на результатах анализа ранее проведенных КГРП на фаменской залежи Гагаринского месторождения по уравнению (6.11) можно рассчитать ожидаемый после ГТМ дебит скважины №407:

Q_н=0,947*2 + 13,682= 15,6 т/сут.

Данный прогноз дебита после ГТМ подразумевает, что скважина будет работать с той же депрессией на пласт. Учитывая, что средний темп падения дебита известен по ранее проведенным КГРП, рассчитаем поквартальный дебит нефти скв. № 407:

Таблица 42. Ожидаемый дебит нефти после ГТМ

Квартал	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ожидаемый дебит, т/сут	15,2	13,8	12,5	11,1	9,8	8,3	7,1	5,8	4,5	3,1
дополнительная добыча, т	1184	1064	943	823	703	582	462	342	222	101

Положительный эффект от применения КГРП с закрепляющим материалом (проппантом) наблюдается 30 месяцев. Накопленная добыча за это время составит 6426 тонны нефти.

6.7 Основные выводы по совершенствованию разработки залежи

Анализ остаточных извлекаемых запасов показал, что в южной части залежи сосредоточена большая часть ОИЗ составляет907 тыс. т.

На фаменском объекте Гагаринского месторождения самое эффективное на сегодняшний день геолого-техническое мероприятие - это кислотный гидроразрыв пласта, поэтому именно он рекомендуется к проведению с целью повышения эффективности разработки залежи.

Кислотные гидроразрывы пласта были проведены на 12 добывающих скважинах из 23 (52% добывающего фонда). В основном гидроразрыв пласта был проведен на скважинах южной части залежи. По анализу ранее проведенных КГРП сделан вывод о низкой продолжительности эффекта ГТМ. Поэтому рекомендуется применение при кислотном ГРП дополнительного закрепляющего материала (проппанта), что приведет к увеличению продолжительности положительного эффекта почти в 4 раза.

В качестве скважины-кандидата для проведения ГТМ рекомендуется скв. № 407. Она отвечает всем критериям, необходимым для проведения КГРП.

Из анализа промысловых данных установлено, что применение проппанта не влияет на начальный дебит нефти после КГРП. Получено прогнозируемое увеличение дебита скв. № 407 до 15,3 т/сут при условии сохранения депрессии на прежнем уровне. При этом накопленная дополнительная добыча нефти после ГТМ составит 6426 тонн.



7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта

7.1 Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта

Прогнозируемый технологический эффект по дополнительной добычи нефти от применения кислотного ГРП на скв. № 407 представлен в табл. 43.

Таблица 43. Технологический эффект от проведения КГРП

Квартал	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
дополнительная Добыча нефти, т	1184	1064	943	823	703	582	462	342	222	101

Общей целью анализа рентабельности является оценка эффективности инвестиционных вложений в проект. В процессе анализа рентабельности инвестиционного проекта необходимо решить следующие задачи:

анализ системы денежных потоков, связанных с проектом, и расчет потоков реальных денег для различных элементов этой системы, в основе которого лежат оценки инвестиционных, операционных и финансовых потоков, связанных с реализацией проекта;

определение показателей рентабельности проекта: чистой текущей стоимости проекта; внутренней нормы рентабельности; коэффициента «выгоды/затраты»; индекса доходности; срока окупаемости и др.;

принятие решения о финансовой привлекательности проекта на основе анализа денежных потоков и показателей финансовой рентабельности.

Ключевым вопросом в анализе финансовой рентабельности проекта является выбор критериев, по которым можно оценить экономическую эффективность проекта.

Самым известным и чаще всего применяемым критерием оценки эффективности инвестиционных решений является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида:

,

где: t - момент времени; В_t - поток выгод; З_t - поток затрат; Т - срок жизни проекта; E - ставка (норма) дисконта.

Норма дисконта должна по существу отражать возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для проектов в качестве нормы дисконта используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставке процента (стоимости капитала), которая уплачивается получателем ссуды.

Если рассчитанный ЧДД положительный, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если же ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

Вторым широко применяемым в проектном анализе критерием является внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНР или ВНД) проекта, т.е. ставка дисконта, которая уравнивает сумму дисконтированных выгод с суммой дисконтированных затрат. Иначе говоря, при ставке дисконта, равной ВНР, чистый дисконтированный доход равен нулю. Этот показатель, часто применяющийся в финансовом и экономическом анализе в качестве основного критерия, дает инвесторам возможность сравнить прибыльность проекта (ВНР) с альтернативной стоимостью капитала для данного проекта. При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта.

ВНР определяется из уравнения ЧДД=0, которое можно записать в виде:

,

где: r - ВНР.

Некоторые свойства ВНР могут ограничивать ее применение. Уравнение ЧДД=0 может иметь несколько решений. Это может иметь место, если денежные потоки меняют знак более одного раза за срок жизни проекта (например, плюс-минус-плюс).

Несмотря на это, критерий внутренней ставки рентабельности так прочно укоренился в финансовом анализе, что принятие решений по большинству проектов опирается именно на него. Очевидная причина этого в том, что ВНР дает измеритель, который можно сравнивать с текущей рыночной стоимостью инвестиционных ресурсов. Большинство инвесторов смотрят на ВНР как на указатель того, каков будет их доход на капитал, и принимают решения об инвестициях в зависимости от уровня ВНР.

Третьим критерием, который часто применяется, является коэффициент «выгоды/затраты» (К_ВЗ). Он определяется отношением суммы дисконтированных выгод к сумме дисконтированных затрат по формуле:

.



Для эффективных проектов коэффициент К_ВЗ должен быть больше 1.

При анализе инвестиционных проектов часто используется индекс доходности (ИД), представляющий собой отношение суммы дисконтированных эффектов, которые определяются как выгоды минус эксплуатационные затраты, к сумме дисконтированных капитальных вложений:

,

где: КВ_t - капитальные вложения в момент времени t; Зэ_t - эксплуатационные затраты.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1. Если ЧДД отрицателен, то ИД<1. Если ИД>1, то проект эффективен, если ИД<1 - неэффективен.

Еще одним критерием, которым пользуются в финансовом анализе, является срок окупаемости (Т_ок) или как его часто называют срок возмещения затрат. Его величина говорит о том, за какой период времени проект позволяет возместить инвестиционные затраты (в этом случае говорят о сроке возмещения затрат или простом сроке окупаемости) и позволит получить минимально приемлемый уровень прибыли (в этом случае говорят о дисконтированном сроке окупаемости). Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что одобряются проекты с самым коротким сроком окупаемости. Поскольку этот критерий прямо связан только со сроком возмещения инвестиционных издержек, то его использование в качестве основного критерия при сравнении проектов не благоприятствует проектам, приносящим большие выгоды в более поздние сроки. Тем не менее, этот показатель используется в финансовом анализе, поскольку часто инвесторы заинтересованы в получении информации о сроке возмещения их затрат.

Простой срок окупаемости определяется по кумулятивному потоку реальных денег проекта или системы «проект в налоговой среде» как наиболее ранний момент времени, после которого кумулятивный поток реальных денег остается неотрицательным до момента окончания проекта

7.2 Объем необходимых инвестиций

Стоимость одной планируемой обработки составит 6000 тыс. руб. В рассматриваемой ситуации инвестиции будем считать разовыми. Мероприятие проводится на скв. № 407.

7.3 Величина эксплуатационных затрат

В ООО «Лукойл - Пермь» ЦДНГ - 12 эксплуатационные затраты составляют 60% от всех производственных затрат, то есть будем считать, что доля условно - переменных расходов в себестоимости нефти составляет 60% . При этом амортизационные отчисления от инвестиций, рассчитанные исходя из стоимости дополнительных основных фондов, созданных для реализации ГТМ примем равными нулю. Найдём эксплуатационные затраты за первый квартал при себестоимости продукции на предприятии за 2012г. равной 3940 руб. и дополнительной добыче нефти за первый квартал Q_допол=1157 т.:

?З =3940*1157*0,6*10^-3= 2 735 тыс. руб.

7.4 Оценка выручки от реализации продукции

Рассчитаем выручку от реализации дополнительной добычи нефти от проведения мероприятия при цене реализации продукции на внутреннем рынке Ц_внут= 12000 руб./т. Тогда выручка от реализации за первый квартал составит:

В_внут1 = 1157*12 = 13884 тыс. руб.

Налог на добавленную стоимость на нефть начисляется в зависимости от объема реализованной продукции на внутреннем рынке по формуле

ННДС_t = В_внутt,

где ННДС_t - налог на добавленную стоимость в квартале t, тыс. руб.;

а_НДС - ставка налога на добавленную стоимость (а_НДС =18 %).

Тогда для первого квартала:

ННДС₁ = 13884=2118 тыс. руб.

Доход (чистая выручка) от реализации нефти на внутреннем рынке за первый квартал будет равен:

Д_внутр1=В_внутр1-Н_ндс1

Д_внутр1 =13884 - 2118= 11766 тыс. руб.

7.5 Оценка прибыли от реализации продукции

Прибыль от реализации продукции скважины определяется на основе дохода от реализации за вычетом эксплуатационных затрат:

П_t=Д_t-З_t.

Тогда прибыль от реализации продукции за первый квартал составит:

П₁ = 11766 - 2735 = 9031 тыс. руб.

Налогооблагаемая прибыль рассчитывается по формуле

П_нt=П_t?П_освt,

где П_нt - налогооблагаемая прибыль в квартале t, тыс. руб.; П_освt - величина прибыли, освобождаемая от налогообложения в квартале t . Примем, что доля прибыли, освобождаемая от налогообложения, равна нулю, тыс. руб.

Тогда:

П_нt = П_t

Налог на прибыль в квартале t (Н_прt) рассчитывается по формуле:

Н_прt=П_нt, тыс. руб.,

где а_пр - ставка налога на прибыль в процентах (а_пр=15,5 % ).

Найдём налог на прибыль за первый квартал:

Н_пр1 = 9031*15,5/100= 1400 тыс. руб.

Прибыль после налогообложения (чистая прибыль) за первый квартал составит:

П_чt=П_нt? Н_прt;

П_ч1 = 9031?1400 = 7631 тыс. руб.



7.6 Оценка денежного потока от реализации продукции

Для нахождения денежного потока сведём все исходные данные в одну табл. 44.

Денежный поток от реализации продукции (ДП) представляет собой зависимость во времени денежных поступлений и платежей при осуществлении проекта ГТМ:

ДП_t=П_чt?К + А, тыс. руб.,

где К - единовременные затраты, тыс. руб. А - амортизация.

Таблица 44. Исходные данные для нахождения денежного потока

Показатели	Единицы измерения	Значение
Срок действия мероприятия, увеличивающего объём добычи нефти	кварталы	4
Объём прироста нефти по месяцам	тонны	Таблица 43
Доля реализации нефти на внешнем рынке	%	0
Доля реализации нефти на внутреннем рынке	%	100
Цена реализации нефти на внешнем рынке	долл./т.	750
Валютный курс	руб./долл.	30
Цена реализации нефти на внутреннем рынке	руб./т.	12 000
Налоги	НДС	%	18
	На прибыль	%	15,5
	Ставка вывозной таможенной пошлины	долл./т.	401,5
	Ставка транспортирования нефти на внешний рынок	долл./т.	13
Себестоимость 1 т. нефти в базовом варианте	руб./т.	3940
Доля условно-переменных расходов в себестоимости нефти	%	60
Величина единовременных текущих затрат, необходимых для реализации мероприятия	тыс. руб.	6000
Норма дисконта	%	15

Дисконтированный денежный поток в квартале t ДПД_t определяется по формуле:



ДПД_t=ДП_t•_t = ДП_t • ,

где коэффициент дисконтирования t определяется по справочникам или прямым расчетом по принятой величине нормы дисконта Е.

Расчетный шаг примем поквартальный. Тогда для первого квартала:

ДП1 = 7631 ? 6000 = 1631 тыс. руб.

Найдём дисконтированный денежный поток за первый квартал:

ДПД₁ = ДП₁ •₁ =1631 *1 = 1631 тыс. руб.

На основе рассчитанных денежных потоков по вышеприведенным формулам определяются показатели эффективности инвестиционного проекта: ИП - ЧД, ЧДД, ВНД, ИД, срок окупаемости инвестиций.

Чистый доход равен

ЧД=ДП₀+ДП₁ +….+ ДП_т = ,

где Т - последний квартал расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход равен:

ЧДД = ДПД₀ + ДПД₁ +….+ ДПД_т = .

За первый квартал чистый доход равен:

ЧД₁ =ДП₁ = 1631 тыс. руб.;

ЧДД₁ =ДПД₁ = 1631 тыс. руб.;

ЧДД = 24844 тыс. руб.

Рассчитанные показатели по каждому месяцу представлены в табл. 45.

Индекс доходности:

ИД=1+= 1+24 844/6000 = 5,14 .

Таблица 45. Динамика расчётных показателей

Показатели	Месяцы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Прирост реализации нефти, т	399	386	372	359	346	332	319	305	292	279
Прирост выручки, тыс. руб.	4788	4632	4464	4308	4152	3984	3828	3660	3504	3348
НДС, тыс. руб.	730	707	681	657	633	608	584	558	535	511
Прирост дохода, тыс. руб.	4058	3925	3783	3651	3519	3376	3244	3102	2969	2837
Капитальные вложения, тыс. руб.	5500	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб.	943	913	879	849	818	785	754	721	690	660
Прирост прибыли, тыс. руб.	3114	3013	2904	2802	2701	2591	2490	2381	2279	2178
Прирост прибыли после налогообложения, тыс. руб.	2632	2546	2454	2368	2282	2190	2104	2012	1926	1840
Денежный поток, тыс. руб	-2868	2546	2454	2368	2282	2190	2104	2012	1926	1840
Чистый доход, тыс. руб.	-2868	-322	2131	4499	6781	8971	11075	13087	15012	16853
Коэффициент дисконтирования	1,00	0,99	0,98	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91	0,89
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб.	-2868	2514	2393	2281	2171	2058	1953	1844	1744	1646
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	-2868	-318	2079	4334	6452	8431	10279	11997	13592	15070
Показатели	Месяцы
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Прирост реализации нефти, т	265	252	239	225	212	199	185	172	158	145
Прирост выручки, тыс. руб.	3180	3024	2868	2700	2544	2388	2220	2064	1896	1740
НДС, тыс. руб.	485	461	437	412	388	364	339	315	289	265
Прирост дохода, тыс. руб.	2695	2563	2431	2288	2156	2024	1881	1749	1607	1475
Капитальные вложения, тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб.	626	596	565	532	501	470	437	407	374	343
Прирост прибыли, тыс. руб.	2068	1967	1866	1756	1655	1553	1444	1343	1233	1132
Прирост прибыли после налогообложения, тыс. руб.	1748	1662	1576	1484	1398	1313	1220	1134	1042	956
Денежный поток, тыс. руб.	1748	1662	1576	1484	1398	1313	1220	1134	1042	956
Чистый доход, тыс. руб.	18600	20263	21839	23323	24721	26034	27254	28388	29431	30387
Коэффициент дисконтирования	0,88	0,87	0,86	0,85	0,84	0,83	0,82	0,81	0,80	0,79
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб.	1544	1450	1358	1263	1175	1089	1000	918	833	755
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	16428	17675	18814	19845	20775	21608	22341	22984	23534	23998
Показатели	Месяцы
	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Прирост реализации нефти, т	132	118	105	92	78	65	52	38	25	11
Прирост выручки, тыс. руб.	1584	1416	1260	1104	936	780	624	456	300	132
НДС, тыс. руб.	242	216	192	168	143	119	95	70	46	20
Прирост дохода, тыс. руб.	1342	1200	1068	936	793	661	529	386	254	112
Капитальные вложения, тыс. руб.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прирост эксплуатационных затрат, тыс. руб.	312	279	248	217	184	154	123	90	59	26
Прирост прибыли, тыс. руб.	1030	921	820	718	609	507	406	297	195	86
Прирост прибыли после налогообложения, тыс. руб.	871	778	693	607	514	429	343	251	165	73
Денежный поток, тыс. руб.	871	778	693	607	514	429	343	251	165	73
Чистый доход, тыс. руб.	31258	32036	32728	33335	33850	34278	34621	34872	35037	35109
Коэффициент дисконтирования	0,78	0,77	0,76	0,75	0,74	0,73	0,72	0,72	0,71	0,70
Дисконтированный денежный поток, тыс. руб.	679	600	527	456	382	314	248	179	116	51
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	24381	24680	24902	25051	25123	25127	25065	24935	24744	24489

По расчетным данным построим график ЧДД(t) (рис. 42), по которому можно найти срок окупаемости мероприятия.



Рис. 42. График ЧДД по ИП

По графику видно, что рекомендуемое ГТМ окупается за 2,1 месяца.

При расчете внутренней нормы доходности ВНД получаем, что ЧДД при различных значениях нормы дисконта Е остается положительным.

Таким образом, показатели инвестиционного проекта:

ЧДД= 24489 тыс. руб.; ИД=5,14 >1; СО=2,1 месяца.



8. Промышленная безопасность

8.1 Введение

Человек - это самый ценный ресурс в любой сфере деятельности, особенно в нефтегазовом хозяйстве. Поэтому обеспечение безопасных условий труда является весьма актуальной задачей для любого работодателя, которую он должен обеспечить согласно Трудовому кодексу РФ. Кроме того труд в условиях, отвечающих требованиям безопасности и гигиены гарантируется гражданину конституцией Российской Федерации. В связи с ростом количества чрезвычайных ситуаций в последние годы особую актуальность приобрели вопросы организации работ по охране труда, улучшении условий и безопасности жизнедеятельности, профилактики травматизма на рабочем месте. Занимаясь обеспечением безопасности преследуется цель либо исключить влияние вредного фактора, либо свести его к минимуму до уровня предельно допустимых значений. В данном разделе выполняются следующие задачи:

- провести анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на рабочего;

- дать оценку воздействия рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

- провести анализ существующих средств защиты от воздействия рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

-провести расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода и изобразить ее в виде схемы.

Чтобы выполнить задачу обеспечения безопасности деятельности, необходимо выбрать принципы обеспечения безопасности, определить методы обеспечения безопасности и использовать средства обеспечения безопасности человека и производственной среды.



8.2 Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции

Занимаясь трудовой деятельностью на БКНС оператор обслуживает технологическое оборудование станции, такого как ЦНС, водораспределительные устройств, установки по сбору и подготовке воды, блок реагентов, аппарат охлаждения маслосистемы и др. Также оператор занимается наблюдением за бесперебойной работой насосов и электродвигателей, следит за тем, чтобы закачка агента в пласт осуществлялась в заданном режиме, следит за вводом реагента в подготавливаемую для закачки воду. В случае возникновения неполадки оператор обязан принять меры по её устранению.

8.2.1 Разрушение металлических конструкций

В насосном блоке имеются трубопроводы с высоким давлением перекачиваемой жидкости (порядка 10 МПа). При таком давлении возможно разрушение в наиболее уязвимых водопроводящих каналах. Учитывая свойства перекачиваемой жидкости, а именно коррозионная активность и некоторое количество механических примесей, трубы довольно быстро изнашиваются. Поэтому, если не следить за их состоянием и периодически не проводить замену, аварийной ситуации не избежать. Если аварийная ситуация все-таки произошла, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация» можно применить следующие защитные мероприятия:

аварийное отключение насоса;

прокладка трубопровода высокого давления под землей либо с применением защитного ограждения.

Предупреждение коррозии металлов.



8.2.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

Так как насосное оборудование работает от электрического тока, существует вероятность поражения им человека. Проходя через тело человека, электрический ток воздействует на организм следующим образом:

Биологическое воздействие. Выражается в раздражении и возбуждении живых клеток организма, что приводит к непроизвольным судорожным сокращениям мышц, нарушению нервной системы, органов дыхания и кровообращения.

Электролитическое воздействие. Проявляется в разложении плазмы крови и др. органических жидкостей, что может привести к нарушению их физико-химического состава.

Термическое воздействие. Сопровождается ожогами участков тела и перегревом отдельных внутренних органов, вызывая в них различные функциональные расстройства.

Согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация», существуют следующие средства защиты от поражения электрическим током:

оградительные устройства;

устройства автоматического контроля и сигнализации;

изолирующие устройства и покрытия;

устройства защитного заземления и зануления;

устройства автоматического отключения;

устройства выравнивания потенциалов и понижения напряжения;

устройства дистанционного управления;

предохранительные устройства;

знаки безопасности.



8.2.3 Повышенный уровень шума на рабочем месте

В насосном блоке повышенный уровень шума от вращающихся механизмов насоса, что может привести к временному ухудшению слуха, головной боли а так же нервному расстройству при периодическом воздействии на работника. Шум мешает нормальному отдыху и восстановлению сил, нарушает сон. Систематическое недосыпание и бессонница ведут к тяжёлым нервным расстройствам. Поэтому защите сна от всякого рода раздражителей должно уделяться большое внимание.

Шум оказывает вредное влияние на зрительный и вестибулярный анализаторы, снижает устойчивость ясного видения и рефлекторной деятельности. Шум способствует увеличению числа всевозможных заболеваний ещё и потому, что он угнетающе действует на психику, способствует значительному расходованию нервной энергии, вызывает душевное недовольство и протест.

Средства защиты от повышенного уровня шума на рабочем месте согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация»:

звукоизолирующие, звукопоглощающие материалы;

глушители шума;

оградители шума;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления.

8.2.4 Повышенный уровень вибрации

Источником вибрации является насосное оборудование. Контакт человека с вибрирующими объектами отрицательно сказывается на его здоровье и работоспособности: повышается утомляемость, снижается производительность и качество труда.

Функциональные нарушения: повышение утомляемости, увеличение времени двигательной реакции, увеличение времени зрительной реакции, нарушение вестибулярных реакций и координации движений, развитие нервных заболеваний.

Физиологические нарушения: нарушение функций сердечно-сосудистой системы, нарушение функций опорно-двигательного аппарата, поражение мышечных тканей и суставов, нарушение функций органов внутренней секреции.

Существуют следующие средства защиты от повышенного уровня вибрации на рабочем месте согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация»:

оградители вибрации;

виброизолирующие, виброгасящие и вибропоглощающие материалы;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления.

8.3 Методика оценки безопасности рабочего места

Методика, как последовательность действий для определения безопасности рабочего места, включает в себя следующую последовательность шагов:

1 - Выделение рабочего места в совокупности помещений, открытых площадок или технологического процесса.

2 - Определение перечня источников опасности.

3 - Определение действующих значений параметров каждого источника опасности.

4 - Выбор из справочников допустимых значений параметров источников опасности.

5 - По формуле (8.1) вычисляется безопасность bi источника опасности.

6 - По формуле (8.2) вычисляется показатель безопасности рабочего места В_рм.

Каждый источник опасности необходимо рассмотреть по трем параметрам:

а) мощность источника опасности ц - это количество энергии, которую может выделить источник опасности при воздействии на человека или окружающую среду. Это может быть механическая, электрическая, химическая, радиационная, психологическая и другие виды энергии. Измеряется параметр известными общепринятыми показателями характеризующие соответствующие параметры опасного или вредного фактора;

б) приведенное расстояние опасного воздействия с - это расстояние или объем, на которое распространяется воздействие источника опасности или расстояние до источника опасности. Измеряется параметр в единицах измерения длины, площади и объема;

в) время опасного воздействия ф - это продолжительность воздействия источника опасности на человека. Измеряется во временных единицах измерения (секунды, минуты, часы).

Источник опасности под номером i будет определяться тройкой <цi, сi, фi>.

Соответствующие допустимые (нормативные) значения параметров будут определяться тройкой <цdi, сdi, фdi>.

Состояние системы «человек-техника-среда» безопасно относительно рассмотренных параметров источников опасности, если выполняется следующее условие:



В качестве показателя безопасности i-того источника опасности bi рекомендуется использовать:

(8.1)

Настоящий показатель безопасности определяет либо безопасное состояние, либо состояние опасной ситуации источника опасности.

Если показатель безопасности i-ого источника опасности положителен bi>0, то признается, что соответствующий источник опасности находится в безопасном состоянии.

Если показатель безопасности i-ого источника опасности равен или меньше нуля bi?0, то предполагается, что соответствующий источник опасности находится в опасном состоянии и может стать причиной заболевания, травмы или гибели человека, что требует применения соответствующих средств защиты.

В качестве показателя безопасности рассматриваемого рабочего места рекомендуется рассматривать:

(8.2)

Здесь N - число рассматриваемых источников опасных и вредных факторов.

Если > 0, то рассматриваемое рабочее место признается безопасным.

Если = 0, то рассматриваемое рабочее место может стать причиной заболевания, травмы или гибели человека.

В случае, если < 0 необходимо разработать средства защиты по обеспечению безопасности рабочего места.

8.4 Оценка безопасности работающего по условиям труда

Рис. 43. Схема опасных производственных факторов

Разрушение металлических конструкций.

следовательно, источник опасен.

Для обеспечения безопасности источника опасности необходима проведение технических освидетельствований: наружный осмотр каждые 2 года ответственным за осуществление производственного контроля, специалист с лицензией Госгортехнадзора России должен проводить наружный осмотр каждые 4 года и гидравлические испытания пробным давлением раз в 8 лет. Помимо осмотра и испытаний необходимо применять меры по защите трубопроводов от коррозии - покраска трубопроводов, добавление ингибиторов коррозии. Также возможно проложить трубопроводы высокого давления под землей или применить защитные заграждения. Данные средства защиты соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация».

Электрический ток.

, следовательно, источник опасен.

Для защиты от данного источника опасности на рабочем месте имеется инструкция по охране труда и инструкция по электробезопасности. Электрооборудование имеет изолирующие устройства и покрытия, устройства защитного заземления и устройства автоматического отключения. Рабочие оснащаются средствами индивидуальной защиты (прорезиненные перчатки, резиновые сапоги, резиновые коврики).

Данные средства защиты соответствуют ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация». Строгое соблюдение инструкции по охране труда и инструкции по электробезопасности, исправное состояние вышеперечисленных средств защиты, своевременный контроль их параметров позволяет обеспечить безопасность при эксплуатации оборудования.

Повышенный уровень шума.

, следовательно, источник безопасен.

Безопасность источника опасности обеспечена конструктивно предусмотренными звукоизолирующими и звукопоглощающими кожухами, глушителями шума, а также средствами индивидуальной защиты (наушники, беруши).

При исправном состоянии, контроле вышеперечисленных средств защиты, соблюдении инструкции по охране труда и своевременном проведение технического обслуживания показатель безопасности источника опасности будет больше 0 (b > 0).

Повышенный уровень вибрации.

, следовательно, источник безопасен.

Безопасность источника опасности обеспечена конструктивно предусмотренными средствами защиты такими как: виброизоляция (кожухи), виброгасящие и вибропоглощающие опоры. Для увеличения безопасности источника опасности на рабочем месте разработана инструкция по охране труда.

Для поддержания безопасности источника опасности необходимо своевременно проводить технические осмотры, регламентное обслуживание и ремонт конструктивно предусмотренных средств защиты.

Теперь, когда каждый источник опасности рассмотрен в отдельности, можно оценить безопасность рабочего места в целом:

,

следовательно, рабочее место оператора БКНС опасно и может стать причиной заболевания, травмы или гибели человека. Поэтому необходимо должное внимание уделять вышеперечисленным мерам снижения и предотвращения опасного влияния рассмотренных факторов на работника.

8.5 Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода

Перед началом работ кранов и подъемников необходимо выделить опасные зоны, в пределах которых постоянно действуют или могут действовать опасные факторы. Границы опасных зон в местах, над которыми происходит перемещение грузов кранами, включают в себя зону обслуживания крана, половину наружного наименьшего габарита перемещаемого груза с прибавлением минимального расстояния отлета груза при его падении, а также наибольшего габаритного размера перемещаемого (падающего) груза.

Граница опасной зоны работы трубоукладчика определяется по формуле:



,

где

- максимальный вылет стрелы трубоукладчика;

- минимальный габарит груза;

- максимальное расстояние возможного отлета груза;

- максимальный габарит груза.

Размеры трубы: диаметр 245 мм, длина 5 м, масса 345 кг

Рис. 44. Схема опасной зоны трубоукладчика

Максимальный вылет стрелы трубоукладчика зависит от веса трубы. По техническим показателям трубоукладчиков, показатель грузоподъемности обратно пропорционален показателю вылета. Масса трубы 0,35 тонн, что позволяет трубоукладчику работать с максимальным вылетом стрелы.

Длина трубы 5 метров, следовательно,

Максимальное расстояние отлета груза с учетом ветра и парусности определим из таблицы 46 и получим = 4 метра.



Таблица 46. Зависимость расстояния отлета груза от высоты возможного падения

Высота возможного падения груза, м	Минимальное расстояние отлета груза, м
до 10	4
до 20	7
до 70	10
до 120	15
до 200	20
до 300	25
до 450	30

При падении трубы на землю одним из ее концов, опасная зона увеличивается на полную длину трубы. Теперь можно рассчитать опасную зону:

Рис. 45. Схема опасной зоны трубоукладчика



Заключение

В данной дипломной работе был проведен анализ разработки фаменской залежи нефти Гагаринского месторождения.

По результатам проведенного анализа были сделаны следующие выводы:

- Фаменкий объект находится на 2 стадии разработки. С начала эксплуатации отобрано 739,2 тыс. т нефти, 831,1 тыс. т жидкости. В пласт закачано 318,6 тыс. м³ воды с компенсацией накопленного отбора жидкости 23,4 %. Текущий темп отбора от НИЗ - 3 %. Отбор от НИЗ составляет 24,6 %.

- Средневзвешенное давление по состоянию на 01.01.2012 года по объекту - 17,8 МПа; давление насыщения нефти газом равно 14,7 МПа.

По результатам анализа эксплуатации добывающих скважин были сделаны следующие выводы:

- Фонд скважин составляет 34 скв. По состоянию на 01.01.2013 действующий фонд добывающих скважин составляет 23 скв., нагнетательный - 8 скв.

- Способ эксплуатации всех скважин механизированный. Все скважины оборудованы УЭЦН.

- Средний дебит добывающих скважин по нефти 12,4 т/сут., по жидкости 17,5 т/сут. Средняя обводненность 23 %.

С целью повышения эффективности разработки залежи рекомендуется в добывающей скважине № 407 провести кислотный гидроразрыв пласта с проппантом. Расчеты показали, что при этом дебит нефти увеличится в 7,5 раз. При продолжительности эффекта в 30 месяцев накопленная добыча нефти составит 6426 тонн.

В результате ГТМ ЧДД составит 24489 тыс. руб. Индекс доходности 5,14. Срок окупаемости составит 2,1 месяца.



Список литературы

1. Дополнение к технологической схеме разработки Гагаринского месторождения нефти. 2012 г. ООО «ПермНИПИнефть».

2. Желтов Ю.П.. Механика нефтегазоносного пласта.- М.: Недра, 1975.- 208 С.

3. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту.-М.: Недра, 1972.- 140 С.

4. Майкл Экономидис. Орса Пресс Алвин, шт. Техас. Перевод: М. Углов ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед.- М.: 2004.- 212 С.

5. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра, 1989.- 242 С.

6. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.- М.: Нефть и газ, 2003.- 816 С.

Размещено на Allbest.ru