Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Оптимальный режим работы скважины

Оптимальный режим работы скважины

Характеристика района работ и история освоения месторождения. Стратиграфия, тектоника и строение залежей нефти. Выводы по геологическому строению. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации. Установки погружных центробежных электронасосов.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 14.06.2014
Размер файла 2,8 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:

с трансформатором .................. 6150 х 5260 х 1600

без трансформатора .................. 4450 х 2800 х 4600.

7. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращения или без защиты.

8. Отключение электродвигателя ПЭД и блокировку запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 или ниже 15 % от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току, и автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после восстановления напряжения питания.

9. Разновременность пуска ЭЦН, подключенных к одному фидеру, определяемую выдержкой времени по п. 4.

10. Возможность управления ЭЦН от программного устройства.

II. Возможность управления ЭЦН в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

12. Отключение блока управления (БУ) без дополнительной выдержки времени при токах короткого замыкания в цепи управления 220 В.

13. Отключение ЭЦН без дополнительной выдержки времени при коротком замыкании в силовой цепи.

14. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекундной характеристике. Минимальный ток срабатывания защиты от перегрузки должен составлять (1,1 ± 0,05) от номинального тока электродвигателя ПЭД.

15. Отключение электродвигателя ПЭД с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с при изменении сигнала, характеризующего уменьшение загрузки ЭЦН на 15 % от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5 А.

16. Отключение электродвигателя ПЭД при снижении напряжения питающей сети до 0,75 Uном.

17. Возможность отключения ПЭД по сигналам контактного манометра о порыве нефтепровода.

18. Запрещение включения ЭЦН после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случаев, когда перегрузка была вызвана отклонением напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального.

19. Запрещение включения ЭЦН в турбинном вращении погружного электродвигателя.

20. Ручную деблокировку защит при отключенном ЭЦН.

21. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель - кабель» с регулируемой устав-кой сопротивления срабатывания 10 и 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени. 2. Контроль тока электродвигателя ПЭД в одной из фаз.

23. Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

24. Возможность регистрации тока одного электродвигателя ПЭД в одной из фаз самопишущим амперметром, поставляемым по отдельному заказу.

25. Возможность подключения не менее четырех входов технологических блокировок.

26. Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, а также от превышения и снижения напряжения сети (выбор рабочей зоны).

27. Сигнализацию состояния любого ЭЦН с расшифровкой причины его отключения.

28. Подключение с помощью штепсельного разъема трехфазных передвижных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

29. Подключение геофизических приборов на напряжение 220 В с током до 6 А.

30. Подключение переносных токоприемников на напряжение 36 В с током до 6 А.

31. Возможность выбора режима работы ЭЦН с запретом включения на самозапуск при превышении напряжения питания 1,1 Uном и без запрета.

32. Функционирование при колебаниях напряжения питающей сети от 0,85 до 1,1 номинального напряжения. КТППНКС обеспечивает:

1. Контроль напряжений 6 или 10 кВ и общего тока, потребляемого из сети, в одной фазе.

2. Учет потребляемой активной и реактивной электроэнергий.

3. Защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети 6 или 10 кВ (грозозащиту),

4. Управление обогревом.

5. Освещение коридора обслуживания.

6. Наружную световую мигающую сигнализацию об аварийном отключении любого ЭЦН.

7. Подключение четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок.

8. Подключение замерных установок и блока местной автоматики на напряжение 380 В с токами фаз до 25 А.

9. Подключение других потребителей трехфазного тока напряжением 380 В с током фазы до 60 А (резерв).

10. Возможность подключения к трансформаторам ТМПН трехфазных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

Конструкция КТППНКС предусматривает:

воздушный ввод на напряжение 6 или 10 кВ;

шинные выводы к силовым трансформаторам, кабельные выводы на погружные электродвигатели;

транспортные и подъемные проушины для подъема кабины краном с установленным электрооборудованием и транспортирования ее волоком на собственных салазках на небольшие расстояния (в пределах монтажной площадки);

место для размещения средств индивидуальной защиты;

не менее двух болтов заземления для подсоединения к общему контуру заземления;

сальниковые уплотнения на кабельных вводах;

установку счетчиков электрической энергии с возможностью регулирования угла наклона от вертикали до 10°.

Все шкафы с электрооборудованием встраиваются в утепленную контейнерную кабину серии ККМ23, 5ХЛ1 ТУ 16-739.048 - 76 и должны иметь одностороннее обслуживание. Силовые трансформаторы устанавливаются рядом с кабиной.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

5.1 Анализ и подбор скважин оборудованных (УЭЦН) на Хохряковском месторождении в 2014 г.

Основные технологические показатели

Электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 5 до130 м3/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками на Хохряковском месторождении, на 1.01.14г составляет 303 скважин или 58% всего фонда. За год фонд скважин, оборудованный ЭЦН, увеличился на 31 скважин (Таблица 5.1.), а бездействующий на 7 скважин и составил 23 скважин или 8% от всего эксплуатационного фонда ЭЦН.

Таблица 5.1.

Динамика фонда скважин оборудованных ЭЦН

Фонд скважин

На 1.01.2013г.

На 1.01.2014г.

Эксплуатационный

368

391

Действующий

в т.ч.: дающий продукцию

простаивающий

303

297

21

332

327

22

Бездействующий

44

37

На месторождении применяются в установки производительностью 25- 35-50-80-125 и более м3/сут. Американского производства насосы относятся от TD-650-TD-1200 Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Распределение ЭЦН по типоразмерам

Типоразмер УЭЦН

25;35; 50

TD-650-TD-1200

80

125; 250

всего

Количество: шт.

185

36

74

43

332

Рис 5.1.1. График импортных установок на Хохряковском месторождении.

Электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину в среднем 2000м (от 1200м до 2400м). Динамический уровень поддерживается в среднем на глубине 1735м, что обеспечивает средний дебит по жидкости 50 м3/сут и 23 т/сут по нефти.

Таблица 5.3.

Основные технологические показатели работы скважин с ЭЦН

Показатели

Ед. изм.

Min

Max

Средние

Дебит по нефти

т/сут

2

90

30

Дебит по жидкости

м3/сут

15

130

46

Динамический уровень

м

480

2200

1735

Глубина спуска насоса

м

1200

2400

2000

Забойное давление

МПа

7,0

17,5

11,5

Депрессия на пласт

МПа

4,5

15,0

7,0

Обводненность

%

10

98

46

Фонд скважин оборудованный ЭЦН по дебитам и обводненности распределяется следующим образом (таблица 5.4.).

Таблица 5.4.

Распределение скважин по дебитам и обводненности

Дебит по жидкости, м3/сут

Обводненность, %

Всего

0-30

30-70

70-100

0-20

20-50

50-100

более 100

30

122

60

4

6

60

14

15

4

6

7

4

40

188

81

23

Всего

244

116

15

332

Из таблицы видно, что 244 скважины (73,75) работают с обводненностью от 0 до 30%. Средняя обводненность продукции по фонду ЭЦН равна 46%. С дебитом по жидкости от 0 до 50м3/сут эксплуатируются 194 скважины, из них в интервале дебитов от 0 до 20м3/сут в работают 40скважин. Всего на месторождении в периодическом фонде ЭЦН числится 23 скважины или 19% от фонда дающих продукцию, год назад таких скважин было 70.

Рис 5.1.2. Переодический фонд по УНП-1

Рис 5.1.3. Периодический фонд хохряковского месторождения

Причины работы ЭЦН в периодике.

1.Геологические причины:

а) пластовое давление ниже первоначального

б) не полностью сформирована система заводнени

2. Технологические причины:

а) отсутствие обустройства для перевода на ШГН

б) осложнение при производстве ГРП(СТОП)

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 в 2014.году снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на15скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34скважины.

Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005году

1)Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2)Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3)Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4)Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6-1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5.

Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Коэффициент подачи

0,1 - 0,4

0,4 - 0,7

0,7 - 1,2

Более 1,2

Всего
Количество скважин
шт

%
49

11
69

17
175

61
39

11
332

100
Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№ 154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.
Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№ 130, , 705, 163, 785, 1059
Таблица 5.6.
Перечень скважин с Кподачи более 1,2

№№ скв.

Тип насоса

Кподачи

Qжидкости
Рпласт,

МПа
Ндин,

м
Глубина

спуска насоса

702

ЭЦН 50-2100

1,7

65

20,5

1683

2300

130

TD-650-2100

1,4

100

17,9

1332

2380

705

ЭЦН-160-2100

1,6

123

18,3

2167

2400

707

TD-850-2100

1,5

114

16,5

1124

2260

163

ЭЦН-160-2150

1,5

82

18,2

1899

2350

185

ЭЦН 25-2100

1,4

29

20,0

1820

2245

818

ЭЦН 80-2100

1,4

87

18,2

2192

2340

166

ЭЦН 50-2100

1,4

42

19,5

1523

2150

834

ЭЦН 30-2100

1,6

23

23,0

1870

2250

785

ЭЦН 125-2100

1,3

11

16,5

2320

2400

389

ЭЦН 50-2100

1,4

42

22,9

1623

2200

1059

ЭЦН 160-2100

1,4

144

16,5

2328

2400

1025

ЭЦН 80-2100

1,4

72

16,1

1762

2080
В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности - наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03г по 1.01.14г, по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО “ННП” этот показатель ниже и находится в пределах 330-350сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.
На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.
На месторождении в 2013г было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2014г на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд - 332скважины и, Котказ положительно уменьшился до 0,79ед. В целом по ОАО “ННП” Котказ. ЭЦН в это время составил 0,85ед.
5.2 Анализ причин отказов ЭЦН
Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.
До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к - повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.
18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызваных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.
В 13% отказов причины не были выявлены, т.к. нарушался регламент проведения расследования.
Рис. 5.1.4. Причины отказов ЭЦН
1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.
2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.
3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации - это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.
4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.
5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.
В 2004г на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150м от сростка удлинителя при температуре 130°С.
По полученным результатам в 2014 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120м и используется вставка 500м из кабеля 3 группы
Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:
- осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-06”). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;
- особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л.. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН - ЗАО “Новомет” г Премь);
- на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.
- для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок - центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты - (ОАО “ТТДН” г Тюмень);
- значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.
Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования
В 2014г распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5.-5.1.8.
Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.
Таблица 5.7.
Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.
1200-

1400
1800-

2000
2000-

2200
2200-

2300
2300-

2400
Более

2400

Количество скважин, ед

15

55

65

120

40

25

Дебит по жидкости, м3/сут

190

120

100

95

75

67

Обводненность, %

96

86

66

54

47

35

Ср. отработанное время скважины в году, сут

342

329

350

346

338

337
Рис. 5.1.5. Распределение фонда ЭЦН по глубинам спуска
Рис. 5.1.6. Зависимость дебита скважин по жидкости от глубины спуска ЭЦН
Рис. 5.1.7. Зависимость обводненности скважин от глубины спуска ЭЦН
Рис.5.1.8. Зависимость отработки скважин от глубины спуска ЭЦН
Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин - в диапазоне спуска ЭЦН от 1200-1400м и 1800-2000м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346-350 суток.
Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000м.
Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200-2400м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.
Рис 5.1.9. Снижение динамических уровней по Хохряковскому месторождению
Энергетическое состояние залежи
Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.
По состоянию на 1.01.2014 г, давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.
Рис. 5.1.10. Динамика изменения пластового давления и компенсации
На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2010-2011 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.
Таким образом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можно сделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяет текущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:
? Не смотря на значительное превышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом, до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутую систему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2 : 1. Фактическое соотношение 3,5 : 1.
? Только 19,2 % фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Рнагнопт =14-15 МПа), при этом 28 % фонда эксплуатируются при Рнагн выше 16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.
? Система очистки воды для целей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектном предельном содержании ТВЧ - 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастую превышает 100 мг/л.
Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.
5.3 Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении
В связи с углублением установок до 2200-2400м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50-70атм
Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9
Рис 5.9 График параметров.
На хохряковском месторождении установлено -75 ТМС за период с 2013 по 2015г ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовый фактор ,маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)
1) Нд=20+Нсп-((датР-Рзатр)*10,32/Рн)/(1-удл/Нвд
2) Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл/Нвд)*(Нвд-Нсп-20)
По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200м, можно точно рсчитать Рзаб используя исходные данные на приеме насоса давление по ТМС .где показано на таблице №6
Таб 6. Параметры по Рдатчика Рзаб и Нд

Месторождение

Скв

Куст

Нвд

удл

Нсп_ЭЦН

Рзатр

Н2О

pн

pв

Рдатчика

Рзаб

Ндин

1

2

3

м

м

м

м

%

г/см3

г/см3

атм

атм

м

Хохряковское

3502пг

62

2787

349

2504

24

11

0.823

1.011

52

72

2101

Хохряковское

238

29

2480

78

2420

5

8

0.823

1.011

40

45

1966

Хохряковское

32

964

2350

209

2200

19

8

0.823

1.011

37

48

1952

Хохряковское

714

11

2575

185

2542

15

25

0.823

1.011

49

52

2081

Хохряковское

1028

88

2445

54

2320

15

22

0.823

1.011

49

59

1883

Хохряковское

726

10

2 603

190

2402

14

53

0.823

1.011

62

79

1751

Хохряковское

391

43

2 484

62

2384

11

10

0.823

1.011

35

43

2074

Хохряковское

742

23

2 570

170

2380

11

8

0.823

1.011

33

47

2084
По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768
По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры
Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.
Индикаторные кривые

исходные данные:

месторождение

Хохр.

куст

83

скважина

3510

пласт

2Ю1

мес.,год исслед.

март.05г.

а.о.сер.инт.перф.

2366

а.о.гл.сп.эцн

% обвод.продукции

8

плотность нефти в пл.усл.

0.732

плотность воды в пл.усл.

1.013

плотность смеси

0.75448

Dшт.,мм.

Рдатч.

Ндин.,м

а.о.Ндин.

Qж.,м3/с

Рзатр.,атм.

Рзаб.,атм.

б/ш

2224

2144

96

21.8

38.89128

б/ш

2168

2088

94

20.2

41.6026
На таблице 6.1. показаны параметры до оптимизации которые работали в установившемся режиме, после провидения исследований по ТМС, индикаторных кривых, и отжатия динамического уровня была сделана оптимизация 62/914 э80-2100на э160-210024/730 э50-2100 на э125-2100,83/3510 э80-2100 на э125-2100 где показана на таблице 6.2..

исходные данные:

месторождение

Х

куст

24

скважина

730

мес.,год исслед.

янв.05г.

а.о.сер.инт.перф.

2353

а.о.гл.сп.насоса

2256

% обвод.продукции

8

плотность нефти в пл.усл.

0.732

плотность воды в пл.усл.

1.013

плотность смеси

0.75448

Dшт.,мм.

Ндин.,м

а.о.Ндин.

Qж.,м3/с

Рзатр.,атм.

Рзаб.,атм.

18

1393

136.3

17

90.9

8

1315

126

17

96.9

расчет Ндин по датчику

ТДС

а.о.Ндин.

85

1393

91

1315

Кпрод =

136-126

= 1,67

м3/сут.

97-91

атм.

Ln

250

kh

=1,67*11,57*

0.1

= 24,07

D*см

m

2*3,14

сП

исходные данные:

месторождение

Хохр.

куст

62

скважина

914

пласт

2Ю1

мес.,год исслед.

февр.05г.

а.о.сер.инт.перф.

2350

% обвод.продукции

11

плотность нефти в пл.усл.

0.732

плотность воды в пл.усл.

1.013

плотность смеси

0.76291

Dшт.,мм.

Ндин.,м

а.о.Ндин.

Qж.,м3/с

Рзатр.,атм.

Рзаб.,атм.

б/ш

1842

1726

106.7

21

69.57713

б/ш

1485

1359

86.7

19.5

96.64733

н

Кпрод =

106,7-86,7

= 0,738

м3/сут.

96,64-69,57

атм.

Ln

250

kh

= 0,738 * 11,57 *

0.1

= 10,63

D*см

m

2*3,14

сП

Кпр. =

10*10,63*0,61

= 4,6 mD

14.1
На таблице 6.1. показаны параметры до оптимизации которые работали в установившемся режиме, после провидения исследований по ТМС, индикаторных кривых, и отжатия динамического уровня была сделана оптимизация 62/914 э80-2100на э160-210024/730 э50-2100 на э125-2100,83/3510 э80-2100 на э125-2100 где показана на таблице 6.2..
Таб.6.1. Параметры до оптимизации

№п/п

Местор-е

Скв.

Куст

Параметры работы до ГРП

 

 

Тип-р насоса

Нсп

Qж

Qн

%

Нд

Дата ГРП

1

Хохряковское

3510

83

80-2100

2220

82

61

11

1670

05.06.14

2

Хохряковское

730

24

50-2100

2540

96

69

13

1483

07.04.13

3

Хохряковское

914

62

80-2100

2260

90

70

6

1767

24.05.11
Таб. 6.2. Параметры после оптимизации по Микону и ТМС

Скв.

Куст

Тип-р насоса

Тип-р насоса

Нсп

Qж

Qн

%

Нд

Тип СУ

Т двиг

Рдавл

Рзаб_ пересч.

Ндин_ пересч.

Давл. T.защита

3510

83

TD-850

125-2100

2400

94

71,778

8

2231

Эл-04

73

35

36,4

2271

95

30 

730

24

TD-850

125-2100

2540

103

87

13

1409

Эл-04

85

73

63,9

1761

95

30

914

62

TD-1200

150-2100

2450

101

74,6

11

2159

Эл-04

79

42

43,7

2308

95

30
По таблице 6.2..видно параметры, что понижения динамического уровня и Рзаб не снижает производительность насоса, По таблице 6.2.сравнение динамического уровня по Микону и по датчику давления пересчет динамического уровня разница составила 150м на скважине №914, скважина №3510 разница 40м скважина №730 разница 352м
Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине где нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.
Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроена программа.
Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления "Электон" с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания "интеллектуальной" скважины или "интеллектуального" куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.
Использование ТМС позволяет эффективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:
1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования
2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.
3) Определения Кпр и пластового давления.
Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованных параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий.
Таб. 6.3. Параметры по отжатию исследование прибором Микон.

 

Расчет Рзаб (проверка на "пену") 
Приведен Ндин по вертикали

Ствол Da5с 
Приведен давление

на приеме Рэцн 
 
 
 
 

Рзаб 

Плотн. Смеси Rofl 

По формуле использ в тех реж Рпр 

по формуле использ в тех реж Рзаб 
 
 
 
 

dPзаб 

 

Плотность нефти в пл усл

0.731 

 

Плотность нефти в пов усл

0.823 

 

Плотность воды 

1.02 
Дата

исслед

Тех режимы

Нвд ствол

Удлин

Нэцн ствол

Qж м3

% об

Нд ствол

Рзатр

dP атм

dT мин

Скв

Куст

начальный

20.01.05

914

62

2492

78.2

2450

105

11

1821

21.5

1.0

10

2213

39.7

43.0

0.31

69.9

73.3

30.2

10.02.05

914

62

2492

78.2

2450

105

11

1842

20.9

3.0

45

2159

43.3

46.6

0.39

67.7

71.0

24.4

18.11.04

3510

83

2437

2.9

2400

109

15

1383

25.1

2.9

30

1991

57.6

60.6

0.33

105.9

108.9

48.3

21.02.05

3510

83

2678

5

2400

94

8

1939

22

3.0

30

2231

35.4

57.9

0.30

58.6

81.1

23.2

28.12.04

730

24

2622

212

2540

140

15

1174

16.7

2.1

30

1830

68.6

74.8

0.43

116.5

122.7

47.9

16.01.05

730

24

2622

212

2540

138

8

1153

16.3

1.7

30

1728

75.7

81.8

0.48

117.7

123.8

42.0
5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении
1) Перевод на другой вид эксплуатации.
Для УЭЦН:
1) Изменением типоразмера УЭЦН.
2) Заглублением УЭЦН.
3) установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.
На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.
Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.
Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт ,тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.
В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.
Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).
Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003году.
На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж,Qн,% от снижения Рзаб.Из данного графика мы видим
Рис 6.Параметры по сравнению Qж и Qн.
Рис 6.1.Параметры по Qн.
Рис 6.2 Параметры по Н2О.
Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.
В скважинах где Рпл ниже 180атм снижение Рзаб до 50атм , явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв.106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас .
Вывод :
1. Снижая Рзаб до 50 атм
2. Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.
3. Рост % воды в продукции.
Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.
Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза(повышенный радиус питания)
Пример скв.610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2012 спустив 125-2100 на глубину 2320 после Э60-1700 гл.1800 с режимом 60/52/7 Нд-870м с влиянием ППД скв.510.Получили режим 112/78/15 Нд-1298.
23.05.13.спустили Э160-2100 гл.2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции . Спустили Э-125-2100,гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48атм.
Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.
Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО “ННГ” программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:
1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины.
Кпр = (1)
где Qж - дебит жидкости, м3/сут.;
Рпл - пластовое давление, кг/см2;
Рзаб - забойное давление, кг/см2.
Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.
2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75ч0,8 от давления насыщения нефти газом.
3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень
(2)
где - динамический уровень по вертикали, м;
- глубина залегания пласта по вертикали, м;
- оптимальное забойное давление, кг/см2.
- удельный вес газожидкостной смеси, г/см3.
4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsб угла отклонения ствола скважины от вертикали.
; (3)
5. Определяется динамический уровень в стволе скважины
(м); (4)
6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину
Нсп = Ндин + Нпогр/соsб ; (5)
Нпогр - глубина погружения установки под динамический уровень, м.
7. Вычисляется планируемый дебит скважины при
где Qпл - планируемый дебит скважины, м3/сут;
Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/сут.ат.
8. Определяется требуемый напор установки
(м)
Где Н - напор установки, м;
ДН - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).
Для насосов производительностью:
- 20 ч 50 м3/сут Д Н ? 250м;
- 80 ч 125 м3/сут Д Н ? 180м;
- 200 и более Д Н ? 100м;
9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.
10. В скважинах с осложнениями (вынос мех.примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.
Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.
Таблица 6.4.

Месторождение

Пласт
Рекомендуемые глубины спуска для

основных типоразмеров УЭЦН

50-1950

50-2100

80-1950

80-2100

125-2100

200-2000

250-2100

400-950

500-800

1. Хохряковское

Ю

2000

2200

2050

2300

2150

2150

2150

1250

1100
11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.
Таблица 6.5.

Обводненность, %

0-20

20-40

40-60

60-80

80 и более

Глубина погружения под динамический уровень не менее, м

900

800

700

600

500
Расчетные показатели по месторождению

2 ЮВ 1

Рнас

В

G

Uв

Uнс

Uг

83

1.152

60

0.986

0.847

0.001258

Показатели по скважине

Lвип(верхний ин-л перфор)

3086

Lкр ( удлинение кровли)

149

H сп (глубина спуска)

1550

Lсп (удлинение на глуб спуска)

83

Qж (дебит скв)

35

%в (процент обводнённости)

10

Hдин (динамический уровень)

1870

Lудин (удлин на дин ур-нь)

38

Рб (давление на буфере)

11

Рзатр (затрубное давл)

8

Рпл (пластовое давление)

210

dлифта (в дюймах)

2

Нсппр(принимаемая глуб спуска

2300

Lпод реал

1650

Lудл пр

89

Данные расчёта 

Uпл=

0.817058

удельный вес нефти пластовой

Uнг=

0.747

удельный вес нефти с газом

Рзаб=

188.2411

забойное давление при старом режиме

Кпр=

1.608536

коэфф продуктивности

Рзабmin=

66.4

минимальное забойное давление

Qпот =

230.9858

максимальный расчетный дебит

Lп.расч=

2884.708

(+удл)

длинна спуска при Qпот

Lг =

211.7469

работа газа

Lтр =

16.5

потери напора в трубах

Рпнн =

62.59

потребный напор насоса на подъём жид

Рзаб р =

172.4272

расчётное забойное давление для нового режима

Qрасч =

60.437

Ндрасч=

1757.79

(+удл)
Рис 6.3.
Рис 6.4.
По результатам расчета фактической газанасыщенности нефти определяется изменение обьемного коффициента в процессе разгазирования плотности и вязкости нефти,что дает возможность наиболее точно просчитать потенциал скважины по программе PerForm.
Рис. 6.6.
На основании данных ТМС определяется фактическая газанасыщенность скважинной продукции индивидуально для каждой скважины.
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
6.1 Анализ динамики технико-экономических показателей
Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице № 6.1
Таблица № 6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП».
6.2 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению
Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.
Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.
Скважины для проведения оптимизации.
1.скважина №721(Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3
2.скважина №1059 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3
3.скважина №185(Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3
4.скважина №763(Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3
5.скважина №855(Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3
6.скважина №867(Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3
7.скважина №155(Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3
Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут
Таблица № 6.2 Исходные данные

№ п/п

Показатели

Единицы измерения

Числовое значение

1

Фонд оптимизированных скважин

ед.

7

2

Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)

т/сут

243

3

Наработка на отказ до оптимизации

сут

135,0

4

Наработка на отказ после проведения оптимизации

сут

135,0

5

Себестоимость добычи нефти

руб/т

1749

6

Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти

%

51,2

7

Ставка дисконта

%

10

8

Расчётный период

лет

3

9

Продолжительность одного ПРС

час

48

10

Стоимость одного часа ПРС

руб

3700

11

Цена одной тонны нефти

руб

3379,2

12

Среднесписочная численность ППП

чел

980

13

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов

млн. руб.

4487

14

Годовая добыча нефти в 2004году

тыс. т

5589,6

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

6.3.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

Q(q) = q * T *Кэ * N, (6.1)

где q - прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т - время работы скважины в течение года, сут;

N - количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ - коэф-т эксплуатации скважин, ед.

Q2004 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:

Пт = Q * Цн / Чп, (6.2)

где Пт - повышение производительности труда, руб/чел;

Q - прирост добычи, тн;

Цн - цена одной тонны нефти, руб;

Чп - среднесписочная численность ППП, чел;

Пт = 83959,6 * 3379,2/980 = 289,5 тыс.руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

Фо = Q * Ц/Сопф (6.3)

где Сопф - среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);

Фо - прирост фондоотдачи.

Фо = 83959,6 * 3379,2/4487000 = 63,23 руб/тыс.руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

С = Зпос (1/Q - 1/(Q + Q)), (6.4)

где Зпос - условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП,тыс.руб;

Q - добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.

С = 6959,1 * 0,48 *(1/5589,6-1/(5589,6+83,9)) = 0,9 руб/т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

Прреал = Qреал * (Ц - (с/с -С)), (6.5)

где Прреал - дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;

Qреал - дополнительно реализованная нефть, т;

Ц - цена реализации нефти (руб);

с/с - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

С - снижение себестоимости нефти.

Прреал = 83,9 * (3379,2 - 1749 + 0,9) = 136698,2 тыс.руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

Прчист = Прреал - Нпр, (6.6)

где Нпр - величина налога на прибыль, руб;

Прчист = 136698,2 - 136698,2 * 0,26 = 101156,7 тыс.руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 101156,7 тыс.руб.

6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

6.4.1 Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (?Q).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти - 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 3379,2 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2004 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

В (Q) = Q * Цн (6.7)

где Q - объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;

Цн - цена 1 тонны нефти, тыс.руб.

В (Q) = 83,9 * 3379,2 = 283514,88 тыс.руб.

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

Иt = Идоп + Имер2 (6.8)

где Идоп - затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;

Имер - затраты на проведение мероприятия.

Идоп = Q * с/с * дуп / 100 (6.9)

где с/с - себестоимость нефти, руб/тонну;

дуп - удельный вес условно-переменных затрат, %.

Идоп = 83,9 * 1749 * 0,51 = 74837,96 тыс.руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв (6.10)

где С1ГРП - стоимость одного ГРП, руб;

Nскв - количество скважин, ед.

Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс.руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1 = 74837,96 + 3129,43 = 77967,4 тыс.руб;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

Пнал.обл. = В - И (6.11)

где В - прирост выручки от реализации, тыс.руб.;

И - текущие затраты, тыс.руб.

Пнал.обл1 = 283514,88 - 77967,4 = 205547,5 тыс.руб.;

Пнал.обл2 = 205547,5 тыс.руб.;

Пнал.обл3 = 205547,5тыс.руб.

Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (6.12)

где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

Нпр1 = 205547,5 * 26 / 100 = 53442,3 тыс.руб.;

Нпр2 = 53442,3 тыс.руб.;

Нпр3 = 53442,3 тыс.руб.

6.4.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (ДПt) рассчитывается по формуле:

ДПt = Вt - Иt - Нt (6.13)

ДП1 = 283514,88 - 77967,4 - 53442,3 = 152105,18 тыс.руб.;

ДП2 = 152105,18 тыс.руб.;

ДП3 = 152105,18 тыс.руб.

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

ПДНt = ДПt (6.14)

ПДН1 = 152105,18 тыс.руб.;

ПДН2 = 152105,18 тыс.руб.;

ПДН3 = 152105,18тыс.руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = ПДН, (6.15)

НПДН1 = 152105,18 тыс.руб.;

НПДН2 = 152105,18 + 152105,18 = 304210,36 тыс.руб.;

НПДН3 = 152105,18 + 304210,36 = 456315,54 тыс.руб.;

Коэффициент дисконтирования - по формуле:

t = (1 + Енп)-t, (6.16)

1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:

ДПДНt = ДПt * , (6.17)

ДПДН1 = 152105,18 * 0,9091 = 138278,82 тыс.руб.;

ДПДН2 = 152105,18 * 0,8264 = 125699,72 тыс.руб.;

ДПДН3 = 152105,18 * 0,7513 = 114276,62 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость - по формуле:

ЧТСt = ДПДНt, (6.18)

ЧТС1 = 138278,82 тыс.руб.;

ЧТС2 = 138278,82 + 125699,72 = 263978,54 тыс.руб.;

ЧТС3 = 114276,62 + 263978,54 = 378255,16 тыс.руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу № 6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке № 6.1.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости текущих вложений (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Расчёт экономических показателей

Таблица № 6.3

Показатели

Ед.изм.

2014

2015

2016

Капитальные вложения

тыс.руб

-

-

-

Прирост добычи нефти

тыс.тонн

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

тыс.руб

283514,88

283514,88

283514,88

Текущие затраты

тыс.руб

77967,4

77967,4

77967,4

Прирост прибыли

тыс.руб

205547,5

205547,5

205547,5

Прирост суммы

Налоговых выплат

тыс.руб

53442,3

53442,3

53442,3

Денежный поток

тыс.руб

152105,18

152105,18

152105,18

Поток денежной наличности

тыс.руб

152105,18

152105,18

152105,18

Накопленный ПДН

тыс.руб

152105,18

304210,36

456315,54

Коэффициент

дисконтирования (Енп=0,1)

Д.ед

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

тыс.руб

138278,82

125699,72

114276,62

Чистая текущая стоимость

тыс.руб

138278,82

263978,54

378255,16

6.4.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям.

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

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цены на нефть (-10%; +20%);

- текущие затраты (-25%; +15%);

- налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Полученная зависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука». Значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект не имеет риска. Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.

Таблица № 6.4

Показатели

Обознач

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

58771,72

58771,72

58771,72

Прирост выручки от реализации

Вt

198601,40

198601,40

198601,40

Текущие затраты

Иt

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПРt

120634

120634

120634

Налог на прибыль и имущество

Нпр

31364,84

31364,84

31364,84

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

89269,16

89269,16

89269,16

Накопленный ПДН

НПДНt

89269,16

178538,31

267807,47

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

81154,59

73772,03

67067,92

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

81154,59

154926,62

221994,54

Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица № 6.5

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

92355,56

92355,56

92355,56

Прирост выручки от реализации

Вt

312087,91

312087,91

312087,91

Текущие затраты

Иt

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПРt

234120,51

234120,51

234120,51

Налог на прибыль и имущество

Нпр

60871,33

60871,33

60871,33

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

173249,18

173249,18

173249,18

Накопленный ПДН

НПДНt

173249,18

346498,35

519747,53

Коэффициент дисконтирования

А

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

АДПДНt

157500,83

143173,12

130162,11

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

157500,83

30673,95

430836,05

Таблица № 6.6 Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

255344,65

255344,65

255344,65

Текущие затраты

Иt

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПРt

177377,25

177377,25

177377,25

Налог на прибыль и имущество

Нпр

46118,09

46118,09

46118,09

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

131259,17

131259,17

131259,17

Накопленный ПДН

НПДНt

131259,17

262518,33

393777,50

Коэффициент дисконтирования

А

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

АДПДНt

119327,71

108472,58

98615,01

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

119327,71

227800,28

326415,30

Таблица № 6.7 Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс.руб.

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

340459,54

340459,54

340459,54

Текущие затраты

Иt

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПРt

262492,14

262492,14

262492,14

Налог на прибыль и имущество

Нпр

68247,96

68247,96

68247,96

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

194244,18

194244,18

194244,18

Накопленный ПДН

НПДНt

194244,18

388488,36

582732,54

Коэффициент дисконтирования

А

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

АДПДНt

176587,38

160523,39

145935,65

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

176587,38

337110,78

483046,43

Таблица № 6.8

Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс.руб.

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28

283716,28

283716,28

Текущие затраты

Иt

58475,55

58475,55

58475,55

Прирост прибыли

ПРt

225240,73

225240,73

225240,73

Налог на прибыль и имущество

Нпр

58562,59

58562,59

58562,59

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

166678,14

166678,14

166678,14

Накопленный ПДН

НПДНt

166678,14

333356,28

500034,42

Коэффициент дисконтирования

А

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

АДПДНt

151527,10

137742,82

125225,29

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

151527,10

289269,91

414495,20

Таблица № 6.9

Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс.руб.

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28

283716,28

283716,28

Текущие затраты

Иt

89662,51

89662,51

89662,51

Прирост прибыли

ПРt

194053,77

194053,77

194053,77

Налог на прибыль и имущество

Нпр

50453,98

50453,98

50453,98

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

143599,79

143599,79

143599,79

Накопленный ПДН

НПДНt

143599,79

287199,58

430799,37

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

130546,57

118670,87

107886,52

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

130546,57

249217,44

357103,96

Таблица № 6.10

Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс.руб.

Показатели

Обозначения

2014

2015

2016

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

283716,28

283716,28

283716,28

Текущие затраты

Иt

77967,40

77967,40

77967,40

Прирост прибыли

ПРt

205748,88

205748,88

205748,88

Налог на прибыль и имущество

Нпр

45470,50

45470,50

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