Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

Примечания

Iэтап.

Строительно-монтажные работы (Планировка и обустройство площадки под буровую, установка вышки и оборудования, продуктопроводов и т.д.)

Транспорт, спецтехника, дизель-электростанция, материалы (цемент и пр.), емкости хранения ГСМ, сварочные работы

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (дизельное топливо), сажа (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифференцированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды бензапирен, фтористый водород

II этап.

Бурение, крепление

Дизельная электростанция, ДВС, транспорт (ДВС), емкости ГСМ, емкости мазута, котельная (котлы), материалы, циркуляционная система, шламовый амбар

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, сажа, (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, барит, КМЦ, бензапирен, сероводород, сажа (в пересчете на C₂O₅)

При использовании бурового оборудования с электроприводом перечень выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшится

III этап.

Испытание скважины (сжигание газа на факеле)

Сепаратор (факел), дизельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), сажа, бензапирен, диоксид серы, углеводороды (в пересчете на углерод)

IV этап.

Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины

Транспорт, дизельная электростанция, газорезательный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д.

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), углеводороды (дизельное топливо и бензин), сажа (в пересчете на углерод[4]), бензапирен, диоксид серы, сероводород, цемент, пыль (барит)

Выделение сероводорода возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства

Рекультивация нарушенных земель

Обычно проектом на бурение предусмотрено проведение технического и биологического этапов рекультивации.

На этапе технической рекультивации проводится: разбивка бетонных площадок; засыпка больших углублений, амбаров, разравнивание обваловок и т.д. с перемещением грунта на 100 м; вывоз металлолома на базу; нанесение потенциально-плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 100 м; нанесение плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 65 м; планировка площадки механизированная с целью выравнивания и уплотнения нанесенного грунта.

Рисунок 4.1 - Типичные источники выделения загрязняющих веществ и пути их распространения в атмосфере, гидросфере и литосфере при строительстве скважин и подземных емкостей

Биологический этап рекультивации, заключается в восстановлении растительного покрова на территории буровой площадки и проводится в летний период года.

4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке

В настоящее время накоплено достаточно нормативной и методической документации по предотвращению нештатных ситуаций на буровой установке. Соблюдение основных регламентирующих нормативных документов позволяет проводить работы по строительству горизонтальных скважин с достаточной степенью безопасности.

Приведем основные положения безопасного ведения работ на буровой площадке, которые позволяют избежать нештатных ситуаций.

Месторождения углеводородного сырья поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащего, располагающиеся на территориях с высокими степенями риска реализации природно-техногенной опасности выхода флюидов на земную поверхность по причине активного флюидодинамического вертикального массопереноса, присутствия в разрезе нескольких напорных флюидонасыщенных горизонтов с различным агрегатным и химическим составом, высокой аномальности разнонаправленных градиентов давлений по вскрываемой толще пород, в целях охраны окружающей среды, сохранения здоровья рабочего персонала и населения должны разрабатываться в сопровождении системы эколого-геодинамического мониторинга, а проекты строительства каждой новой скважины должны включать сведения о напряженно-деформированном состоянии массива горных пород, активности современных тектонических движений и степени развитости техногенеза недр и территории.

При прогнозируемой вероятности рапо-проявления из гидрохимической толщи (с аномально высоким пластовым давлением (АВПД)) рекомендуется предусмотреть расчетную равновесную разгрузку флюида, что позволяет предотвратить ухудшение свойств бурового раствора из-за введения избытка утяжелителя; минимизировать загрязнение экосистемы недр при разбуривании нижележащих горизонтов, не имеющих АВПД; улучшить качество вытеснения технической суспензии тампонажным раствором при последующем цементировании.

Для снижения развития вторичных геохимических и деформационных процессов, следствием которых могут стать нарушения в крепи скважин, процессы бурения должны вестись строго равновесно, без проявления флюидов или поглощения технологических (буровых, тампонажных и др.) суспензий, что достигается путем системного подбора компонентов, реализации оптимальных реологических программ, дифференцированного учета литогенетических преобразований глинистых пород и неоднородности хемогенных толщ.

С целью снижения вероятности возникновения межколонных давлений из-за термобарического и газогидрохимического воздействия флюидов на тампонажный камень его формирование должно происходить при минимальном объемном захвате газожидкостных флюидов; минимизированном содержании реагентов, подверженных термодеструкции с выделением вторичных компонентов в поровое пространство изоляционного комплекса крепи и сопредельные породы.

При образовании флюидопроводящих зазоров на контакте «цементный камень - горная порода» вследствие объемных преобразований не полностью вытесненного бурового раствора или снижения гидростатического давления после схватывания тампонажного раствора, деформаций горных пород по техническим и геодинамическим причинам необходимо установить природу источника притока, его емкостно-энергетический потенциал и провести восстановительные работы в крепи скважины до ее передачи в эксплуатационный фонд.

При источнике притока с невысоким емкостно-энергетическим потенциалом и низким дебитом, а также появлении газообразного флюида рекомендуется осуществить устьевую закачку через отводы межколонного пространства стабильных подвижных реологических смесей (щелочных кремнезолей), предотвращающих выходы сероводорода и кольматирующих тонкопористое пространство флюидопроводящей системы.

В случае невозможности продолжения бурения по геологическим, техническим (аварийные ситуации) или иным причинам ликвидация скважин осуществляется по дополнительным планам, утвержденным головной организацией и согласованным с аварийно-спасательной службой и Госгортехнадзором.

При ликвидации скважин необходимость и глубина установки цементных мостов определяется из расчета перекрытия нефтегазонасыщенных пластов, зон водонапорных комплексов или зон, содержащих токсичные компоненты.

Высота цементного моста для ликвидируемых скважин, законченных или прекращенных строительством и вскрывших высоконапорные газонефтеводоносные или содержащие более 6% сероводорода горизонты, должна быть выше кровли верхнего горизонта на 100 метров.

При ликвидации скважин, обсаженных эксплуатационной колонной, продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей мощности плюс 100 метров выше «кровли» пласта.

В случае, когда по техническим причинам вскрытые горизонты изолировать друг от друга не представляется возможным, цементный мост устанавливается на максимально достижимой глубине, последовательно изолируя все вышележащие проницаемые пласты, не перекрытые обсадной колонной.

Цементный мост при изоляции зоны нарушения колонны (смятия, потертости, обрыва и т.д.) должен располагаться на 100 метров выше и на 50 метров ниже места нарушения.

Цемент для установки цементных мостов и ведения ремонтно-изоляционных работ, должен соответствовать геолого-техническим условиям и обладать коррозионной устойчивостью к агрессивным средам. Жидкость, которой выполняется ствол скважины, должна быть обработана ингибитором коррозии и нейтрализатором сероводорода.

После проведения изоляционно-ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год осуществляется проверка состояния устья скважины, фиксируется отсутствие давления в затрубном и межколонном пространстве, осуществляется последующий контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода и других агрессивных газов, токсичных компонентов.

В случае обнаружения выходов нефти, газа и/или пластовых вод в районе устья ликвидированной скважины, а также загрязнения пресных вод или наличия в них нефти и газа применяются срочные меры по выявлению источника и его ликвидации по дополнительному плану.

Над интервалом перфорации устанавливается отсекающий мост высотой не менее 100 метров, выполненный из сероводородостойкого безусадочного цемента, либо съемное неразбуриваемое пакерующее устройство в сероводородостойком исполнении, согласованное с местными органами Госгортехнадзора.

Ликвидация скважин с межколонными давлениями осуществляется по индивидуальным планам, согласованным с местными органами Госгортехнадзора и предваряется следующими операциями.

Исследуется состояние крепи скважины с определением класса опасности (технологической и экологической).

Разгружаются межколонные давления и источники (генераторы) притока.

Проводятся изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи.

4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин

Экологическое обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин.

Горизонтальная скважина - это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита от 2 до 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Основываясь на статистической отчетности по фактическим режимам работы скважин Оренбургского НГКМ, можно сделать вывод о том, что пробуренные в настоящее время горизонтальные скважины по добычным характеристикам в среднем в 2 раза предпочтительнее нежели вертикальные.

Экологические преимущества строительства горизонтальных скважин обусловлены снижением техногенного воздействия на окружающую среду, сокращением убытков и ущерба окружающей природной среде.

При строительстве одной горизонтальной (условно-горизонтальной) скважины взамен двух вертикальных сокращаются:

- площади изымаемых земель;

- объемы образования отходов производства и потребления;

- выбросы вредных веществ в атмосферный воздух.

Характеристика буровой установки как источника техногенного воздействия на окружающую природную среду

Строительство скважин оказывает техногенное воздействие на окружающую природную среду, начиная от поверхности земли до самых глубоких недр.

Поверхностное воздействие на окружающую среду при строительстве скважин связано с изъятием и нарушением земель, образованием и размещением отходов производства и потребления, а также выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Выделяются следующие основные этапы строительства скважин:

- строительно-монтажные работы;

- непосредственно бурение скважин;

- вызов притока газа и исследование скважины на продуктивность, при которых, превалируют те или иные виды поверхностного воздействия на природную среду.

При строительно-монтажных работах происходит нарушение земель. В этой связи, основным мероприятием по снижению техногенного воздействия на почвы является сокращение площадей изымаемых земель, за счет рационального (компактного) размещения оборудования буровой установки.

На этапе бурения скважин основное техногенное воздействие на окружающую среду оказывают буровые шламы, промывочные жидкости, буровые сточные воды, горюче-смазочные материалы и химические реагенты.

В целях снижения техногенного воздействия на окружающую среду на этом этапе строительства скважин выполняются мероприятия, исключающие растекание промывочных жидкостей и буровых растворов по территории буровой и их проникновение в верхние водоносные горизонты.

При вызове притока газа и исследовании скважины на продуктивность происходит кратковременный, но довольно мощный выброс вредных веществ в атмосферу.

В этот период, основным источником выбросов загрязняющих веществ является факельная установка и дизельная электростанция. В атмосферный воздух поступают загрязняющие вещества: оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сероводород, углеводороды, меркаптаны, сажа.

Для строительства одной скважины (как вертикальной, так и условно-горизонтальной) отводится 3,5 га земель во временное пользование сроком на 2 года. По истечению срока пользования, земли должны быть восстановлены до первоначального состояния и переданы землепользователю для дальнейшего использования по назначению.

С целью снижения негативного воздействия на почвы, после окончания строительства скважины на землях, отведенных во временное пользование, проводятся техническая и биологическая рекультивации.

Техническая рекультивация включает в себя:

- очистку территории от мусора, бетона, загрязненного грунта;

- выравнивание рытвин и ям;

- нанесение и разравнивание плодородного слоя;

- уплотнение плодородного слоя;

- весеннюю вспашку и боронование полосы строительства.

Работы по технической рекультивации должны быть закончены в течение года после окончания буровых работ и демонтажа оборудования.

Биологическая рекультивация земель проводится с целью полного восстановления плодородия земель для дальнейшего их использования по назначению. Для этого, проводят обработку нанесенного слоя почвы:

- вносят минеральные удобрения для улучшения пищевого режима почв (суперфосфат, комплексные удобрения, калий сернокислый);

- вносят органические удобрения для увеличения содержания органического вещества и повышения микробиологической активности почв;

- сеют травы (в кормовых севооборотах) однолетние, многолетние, злаковые и бобовые культуры для восстановления или формирования корнеобитаемого слоя и его обогащения органическими веществами.

- проводят глубокое рыхление, закрытие влаги, культивацию посевов.

В процессе строительства скважин образуются отходы производства и потребления в объемах представленных в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Объемы образования отходов производства и потребления при строительстве скважин на ОНГКМ

Класс опасности отходов	Объемы образования отходов, тон
	Вертикальная скважина	Условно-горизонтальная скважина (отклонение 500 м.)
I	0,002	0,002
II	-	-
III	0,5	0,51
IV	122,5	135,2
V	7,1	7,15

Как видно из таблицы 4.2, основную массу отходов (до 94,5%) составляют отходы четвертого класса опасности, представляющие собой буровые шламы и отработанные буровые растворы. Причем, при строительстве условно-горизонтальных скважин, со смещением забоя по горизонтали на 500 м, объемы образования буровых шламов и отработанных буровых растворов на 7% превышает объемы образования отходов при строительстве вертикальных скважин. Это связано с дополнительными буровыми работами по вскрытию продуктивного пласта горизонтальным стволом скважины.

В целях снижения техногенного воздействия на окружающую среду отходы производства и потребления, образующиеся в процессе строительства скважин, размещаются на специализированных площадках захоронения.

Выбросы вредных веществ, при строительстве скважин, носят кратковременный характер и зависят от продолжительности строительства, которое определяется проектами на бурение скважин.

В период строительно-монтажных работ и бурения скважин источниками выбросов загрязняющих веществ являются: автотранспорт, дизельная электростанция, дымовая труба котельной установки, выхлопные трубы дизельных агрегатов (при использовании станков с дизельным приводом), дыхательные клапаны емкостей ГСМ, вентиляционная система помещения насосной и узел приготовления бурового раствора.

На этом этапе строительства скважин, для уменьшения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, бурение скважин рекомендуется осуществлять преимущественно буровыми станками с электроприводом.

На заключительном этапе строительства скважины проводятся освоение и исследование скважины на продуктивность. Освоение и исследование скважин после бурения проводится на трех режимах. Продолжительность исследований не зависит от типа скважин и составляет - 72 часа.

Этот период сопровождается кратковременным, но довольно мощным выбросом вредных веществ в атмосферу от всех типов исследуемых скважин. Источником выбросов загрязняющих веществ является факельная установка, от которой в атмосферный воздух поступают загрязняющие вещества: оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сероводород, углеводороды, меркаптаны, сажа.

Наиболее эффективным мероприятием по снижению техногенного воздействия на данном этапе строительства скважины является внедрение новой технологии освоения скважин с применением передвижных сепарационных установок, например, «Гео-Тест».

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу при строительстве новых скважин, приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при строительстве скважин

Наименование загрязняющих веществ	Выбросы загрязняющих веществ от одной скважины, тонн/год
	вертикальной	условно-горизонтальной
Окислы азота	2,16	2,92
Диоксид серы	12,67	17,11
Сероводород	0,007	0,009
Оксид углерода	4,37	5,91
Углеводороды	0,20	0,27
Сажа	0,25	0,34
Бензапирен	0,000005	0,0000055
Зола мазутная	0,041	0,045
Взвешенные вещества	0,055	0,06
Керосин	0,36	0,39
Всего:	20,12	27,05

4.4 Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин

Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин выполнен в соответствии с действующей методикой [10]

Предотвращенные убытки от изъятия земель во временное пользование

Расчет убытков за изъятие земель во временное пользование определяется по соответствующим методикам и нормативам

, (4.1)

где - потери сельскохозяйственного производства, вызванные изъятием земель, выражаются в безвозвратной потере площадей используемых сельскохозяйственных угодий и возмещаются в целях сохранения уровня сельскохозяйственного производства путем восстановления площадей сельскохозяйственных угодий и их качества. Потери возмещаются в размере стоимости освоения равновеликой изъятию площади сельскохозяйственных угодий;

Уд - потери сельскохозяйственного производства от деградации земель;

S = 3,5га - площадь земель, изъятых во временное пользование;

Кз = 1,7 - коэффициент значимости почв и земель Оренбургской области.

Уув - упущенная выгода исчисляется умножением величины недополученного ежегодного дохода на коэффициент, соответствующий периоду восстановления нарушенного производства, по ценам, действующим на момент изъятия земель.

По данным Министерства сельского хозяйства Оренбургской области за 2008 год величина недополученного ежегодного дохода землепользователей составляет:

- Уд = 26 000 руб./га;

- Уув = 9100 руб./га.

Общая сумма предотвращенных убытков за изъятие земель во временное пользование для строительства одной вертикальной либо условно-горизонтальной скважины, в пересчете на 1 год, составит

4.5 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения

Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения, определяется в соответствии с «Методикой определения предотвращенного экологического ущерба», утвержденной Председателем Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды В.И. Даниловым-Данильяном 30 ноября 1999 г.

Оценка величины ущерба окружающей природной среде в результате размещения отходов -го класса опасности определяется по формуле

(4.2)

где - ущерб в результате размещения 1 тонны отходов i-го класса опасности;

= 162,4 руб./тонну - показатель удельного ущерба окружающей среде для Оренбургской области;

- объем образующихся отходов i-го класса опасности;

- коэффициент, учитывающий класс опасности i-го вида отходов.

Расчет ущерба окружающей природной среде в результате размещения отходов, образующихся при строительстве скважин, представлен в таблице 4.5.



Таблица 4.5

Расчет предотвращенного ущерба окружающей природной среде в результате недопущения к размещению отходов на специализированной площадке захоронения

Класс опасности отходов	руб./ тонну		- предотвращенный объем образования отходов, тонн	Предотвращенный ущерб окружающей среде, руб.
I	162,4	7	0,002	2,27
III	162,4	2	0,49	159,15
IV	162,4	1	109,8	17831,52
V	162,4	0,2	7,05	228,98
ВСЕГО:	18221,93

4.6 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате загрязнения атмосферного воздуха стационарными и передвижными источниками выбросов

Размер ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ определяется в соответствии с «Методикой определения предотвращенного экологического ущерба», утвержденной Председателем Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды В.И. Даниловым-Данильяном 30 ноября 1999 г.

(4.3)

Где -ущерб от негативного воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ, руб./год;

= 67,4 - показатель удельного ущерба атмосферному воздуху, наносимого выбросами загрязняющих веществ для Оренбургской области, руб./усл. тонн;

- приведенная масса выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, усл. тонн/год

Где - фактическая масса i-го загрязняющего вещества, тонн/год;

- коэффициент относительной эколого-экономической опасности i-го загрязняющего вещества;

= 2 - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха для Оренбургской области.

Расчет предотвращенного ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух при строительстве скважин на Оренбургском НГКМ приведены в таблице 4.6.

Предотвращенный экологический ущерб от загрязнения окружающей природной среды представляет собой оценку в денежной форме отрицательных последствий, которые удалось избежать и определяется как доля ущерба, предотвращенного в результате строительства одной горизонтальной (условно-горизонтальной) взамен двух вертикальных скважин. Приведенный расчет показывает, что строительство условно-горизонтальных скважин, кроме технологических преимуществ значительно снижает техногенное воздействие на окружающую природную среду.

Таблица 4.6

Расчет предотвращенного ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух при строительстве скважин на Оренбургском НГКМ

Наименование загрязняющих веществ
Окислы азота	1,40	16,50	23,10	67,40	2,00	3 113,88
Диоксид серы	8,23	20,00	164,60	67,40	2,00	22 188,08
Сероводород	0,01	110,00	0,55	67,40	2,00	74,14
Оксид углерода	2,83	0,40	1,13	67,40	2,00	152,59
Углеводороды	0,13	0,70	0,09	67,40	2,00	12,27
Сажа	0,16	33,50	5,36	67,40	2,00	722,53
Бензапирен	0,00	12 500,00	0,06	67,40	2,00	7,58
Зола мазутная	0,04	10,00	0,37	67,40	2,00	49,88
Взвешенные вещества	0,05	1,20	0,06	67,40	2,00	8,09
Керосин	0,33	1,20	0,40	67,40	2,00	53,38
Всего Уусл.гор			195,72			26 382,42

В соответствии с выполненными расчётами, предотвращенный экологический ущерб при строительстве одной горизонтальной скважины, взамен двух вертикальных, составит:

26

382,42 = 208 404,35 руб./год.



5. Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин

5.1 Оценка экономической эффективности мероприятий

Оценка эффективности представляет собой отношение затрат и результатов реализации мероприятий, проектов.

Основными критериями оценки эффективности мероприятий, проектов являются:

- чистый доход (ЧД);

- индекс доходности (ИД);

- срок окупаемости (СО).

Чистый доход, чистый денежный поток - это накопленный поток денежных средств за расчетный период. Если принять, что притоки - достигнутые результаты реализации проекта, а оттоки - затраты, то разность этих величин будет составлять экономический эффект или чистый доход, который характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта, таким образом чистый денежный поток характеризует финансовый итог производственно-хозяйственной деятельности в периоде и вычисляется как разница между суммами притоков и оттоков средств.

Индекс доходности характеризует относительную "отдачу проекта" на вложенные в него средства. Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений - отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленных платежей).

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Это период, измеряемый в месяцах, кварталах, годах, начиная с которого первоначальные капитальные вложения и другие затраты, связанные с проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления. Это продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход становится положительным.

5.2 Порядок расчета экономической эффективности мероприятий

Для расчета экономической эффективности мероприятий определяются основные и оценочные показатели.

К основным показателям эффективности относятся:

- чистый доход;

- индекс доходности;

- срок окупаемости.

К оценочным показателям эффективности относятся:

- объем капитальных вложений;

- выручка от реализации продукции;

- эксплуатационные расходы;

- налог на имущество;

- налог на прибыль;

- чистая прибыль;

Расчетный период для оценки экономической эффективности мероприятия - 10 лет.

Определяется объем капитальных вложений (КВ)

Выручка от реализации продукции (В) рассчитывается как произведение объема произведенной продукции (Q) на цену продукции (Ц)

В = Q * Ц

Эксплуатационные расходы рассчитываются как произведение объема произведенной продукции (Q) на себестоимость продукции (S)

ЭР = Q * S

Затраты на производство продукции (З) определяются как сумма эксплуатационных расходов (ЭР) и амортизационных отчислений (АО)

З = ЭР + АО

Валовая прибыль рассчитывается как разность между выручкой от реализации продукции (В) и затратами, связанными с производством этой продукции (З).

ВП = В - З

Налог на имущество (Н1) рассчитывается как 2,2% от среднегодовой остаточной стоимости основных фондов.

Н1 = (КВ - АО) * 2,2%

Налогооблагаемая прибыль (НП) определяется как разница между валовой прибылью (ВП) и налогом на имущество (Н1)

НП = ВП - Н1

Налог на прибыль (Н2) определяется как 20% от налогооблагаемой прибыли

Н2 = НП * 20%

Чистая прибыль (ЧП) определяется как разница между налогооблагаемой прибылью (НП) и налогом на прибыль (Н2)

ЧП = НП - Н2

Чистый доход (ЧД) определяется как сумма прироста чистой прибыли (ЧП) и амортизационных отчислений (А) за минусом капитальных вложений (КВ).

ЧД = ЧП + АО - КВ

Накопленный чистый доход (?ЧД) определяется суммированием чистого дохода за период

Срок окупаемости показывает число лет, за которые капитальные вложения (КВ) окупятся через накопленный чистый доход.

СО =КВ/?ЧД

Индекс доходности (ИД) - отношение суммы денежных притоков к сумме денежных оттоков. В состав притоков денежных средств включаются выручка от реализации продукции (В) и амортизационные отчисления (АО), в состав оттоков денежных средств включаются капитальные вложения (КВ) и производственные затраты (ЭР), связанные с реализацией мероприятия, налог на имущество (Н1), налог на прибыль (Н2).

ИД =

5.3 Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных и вертикальных скважин

Экономическая эффективность рассмотрена на примере одной скважины №14003. Изменение технологических показателей при различном соотношении длины горизонтального ствола по двум другим скважинам имеют схожий характер. Таким образом, экономический расчет был проведен по данным одной скважины. Полученная зависимость экономической эффективности от различных условий по вариантам применима и к двум другим скважинам.[11]

Расчет экономической эффективности был проведен по трем вариантам:

- вариант 1 - длина горизонтального участка 120 м

- вариант 2 - длина горизонтального участка 150 м

- вариант 3 - длина горизонтального участка 200 м

Потребность в капитальных вложениях при бурении горизонтальных стволов различной длины представлена в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Капитальные затраты при бурении горизонтальных скважин

Бурение ГС	Ед. изм.	Сумма капитальных вложений
Длина горизонтального ствола
- 120 м	тыс. руб.	21 300
- 150 м	тыс. руб.	26 625
- 200 м	тыс. руб.	35 500

Расчеты экономической эффективности бурения скважин представлены в таблицах 5.2-5.3. Итоговые экономические показатели по рассмотренным вариантам длины ствола представлены в таблице №5.5

Таблица 5.5

Итоговые экономические показатели по рассмотренным вариантам

№ п/п	Наименование показателя	Усл. обозн.	Ед. изм.	120 м	150 м	200 м
1	Капитальные вложения	КВ	тыс. руб.	21 300	26 625	35 500
2	Чистый дисконтированный доход	ЧДД	тыс. руб.	1307	31 914	82 925
3	Индекс доходности	ИД	-	1,06	1,06	1,05
4	Срок окупаемости	СО	годы	8,9	3,3	2,0

Таблица 5.2

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 120 м)

№	Показатели	Ед. изм.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	ИТОГО
1	Затраты на проведение работ	тыс. руб.	21 300	0	0	0	0	0	0	0	0	0	21 300
	в том числе:
	- капитального характера	тыс. руб.	21 300										21 300
2	Выручка от реализации продукции	тыс. руб.	65 629	65 629	65 629	65 629	65 629	61 035	56 762	52 789	49 094	45 657	593 482
3	Затраты на производство продукции и проведение работ	тыс. руб.	63 574	63 574	63 574	63 574	63 574	59 273	55 273	51 553	48 094	44 876	576 941
	в том числе:
	- эксплуатационные расходы	тыс. руб.	61 444	61 444	61 444	61 444	61 444	57 143	53 143	49 423	45 964	42 746	555 641
	- амортизация	тыс. руб.	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	2 130	21 300
4	Валовая прибыль	тыс. руб.	2 055	2 055	2 055	2 055	2 055	1 762	1 489	1 236	1 000	781	16 541
5	Ставка налога на имущество	%	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	22
6	Налог на имущество	тыс. руб.	422	375	328	281	234	187	141	94	47	0	2 109
7	Налогооблагаемая прибыль	тыс. руб.	1 633	1 680	1 727	1 773	1 820	1 574	1 349	1 142	953	781	14 432
8	Ставка налога на прибыль	%	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20
9	Налог на прибыль	тыс. руб.	327	336	345	355	364	315	270	228	191	156	2 886
10	Чистая прибыль	тыс. руб.	1 306	1 344	1 381	1 419	1 456	1 259	1 079	914	763	625	11 546
11	Чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 864	3 474	3 511	3 549	3 586	3 389	3 209	3 044	2 893	2 755	11 546
12	Накопленный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 864	-14 390	-10 879	-7 330	-3 744	-355	2 854	5 898	8 791	11 546
13	Норма дисконта	%	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14	Коэффициент дисконтирования		1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,467	0,424
15	Дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 864	3 158	2 902	2 666	2 449	2 105	1 811	1 562	1 349	1 168	1 307
16	Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 864	-14 706	-11 804	-9 138	-6 688	-4 584	-2 773	-1 211	139	1 307

Чистый доход	тыс. руб.	11 546
Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	1 307
Индекс доходности за период		1,06
Срок окупаемости	год	8,9

Таблица 5.3

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 150 м)

№	Показатели	Ед. изм.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	ИТОГО
1	Затраты на проведение работ	тыс. руб.	26 625	0	0	0	0	0	0	0	0	0	26 625
	в том числе:
	- капитального характера	тыс. руб.	26 625										26 625
2	Выручка от реализации продукции	тыс. руб.	176 378	176 378	176 378	176 378	176 378	164 031	152 549	141 871	131 940	122 704	1 594 984
3	Затраты на производство продукции и проведение работ	тыс. руб.	167 794	167 794	167 794	167 794	167 794	156 235	145 485	135 487	126 190	117 543	1 519 912
	в том числе:
	- эксплуатационные расходы	тыс. руб.	165 132	165 132	165 132	165 132	165 132	153 573	142 823	132 825	123 527	114 880	1 493 287
	- амортизация	тыс. руб.	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	2 663	26 625
4	Валовая прибыль	тыс. руб.	8 583	8 583	8 583	8 583	8 583	7 796	7 064	6 383	5 750	5 161	75 072
5	Ставка налога на имущество	%	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	22
6	Налог на имущество	тыс. руб.	527	469	410	351	293	234	176	117	59	0	2 636
7	Налогооблагаемая прибыль	тыс. руб.	8 056	8 115	8 173	8 232	8 291	7 562	6 888	6 266	5 691	5 161	72 436
8	Ставка налога на прибыль	%	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20
9	Налог на прибыль	тыс. руб.	1 611	1 623	1 635	1 646	1 658	1 512	1 378	1 253	1 138	1 032	14 487
10	Чистая прибыль	тыс. руб.	6 445	6 492	6 539	6 586	6 632	6 050	5 511	5 013	4 553	4 129	57 949
11	Чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 517	9 154	9 201	9 248	9 295	8 712	8 173	7 675	7 216	6 791	57 949
12	Накопленный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 517	-8 363	838	10 086	19 381	28 093	36 266	43 942	51 157	57 949
13	Норма дисконта	%	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14	Коэффициент дисконтирования		1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,467	0,424
15	Дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 517	8 322	7 604	6 948	6 349	5 409	4 614	3 939	3 366	2 880	31 914
16	Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-17 517	-9 195	-1 591	5 357	11 706	17 115	21 729	25 668	29 034	31 914

Чистый доход	тыс. руб.	57 949
Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	31 914
Индекс доходности за период		1,06
Срок окупаемости	год	3,3

Таблица 5.4

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 200 м)

№	Показатели	Ед. изм.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	ИТОГО
1	Затраты на проведение работ	тыс. руб.	35 500	0	0	0	0	0	0	0	0	0	35 500
	в том числе:
	- капитального характера	тыс. руб.	35 500										35 500
2	Выручка от реализации продукции	тыс. руб.	360 959	360 959	360 959	360 959	360 959	335 692	312 194	290 340	270 016	251 115	3 264 152
3	Затраты на производство продукции и проведение работ	тыс. руб.	341 494	341 494	341 494	341 494	341 494	317 838	295 838	275 378	256 350	238 654	3 091 528
	в том числе:
	- эксплуатационные расходы	тыс. руб.	337 944	337 944	337 944	337 944	337 944	314 288	292 288	271 828	252 800	235 104	3 056 028
	- амортизация	тыс. руб.	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	3 550	35 500
4	Валовая прибыль	тыс. руб.	19 465	19 465	19 465	19 465	19 465	17 854	16 356	14 962	13 666	12 461	172 624
5	Ставка налога на имущество	%	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	2,2	22
6	Налог на имущество	тыс. руб.	703	625	547	469	391	312	234	156	78	0	3 515
7	Налогооблагаемая прибыль	тыс. руб.	18 762	18 840	18 918	18 996	19 074	17 542	16 121	14 806	13 588	12 461	169 110
8	Ставка налога на прибыль	%	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20
9	Налог на прибыль	тыс. руб.	3 752	3 768	3 784	3 799	3 815	3 508	3 224	2 961	2 718	2 492	33 822
10	Чистая прибыль	тыс. руб.	15 010	15 072	15 135	15 197	15 260	14 033	12 897	11 845	10 871	9 969	135 288
11	Чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-16 940	18 622	18 685	18 747	18 810	17 583	16 447	15 395	14 421	13 519	135 288
12	Накопленный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-16 940	1 682	20 366	39 113	57 923	75 506	91 953	107 348	121 769	135 288
13	Норма дисконта	%	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
14	Коэффициент дисконтирования		1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,467	0,424
15	Дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-16 940	16 929	15 442	14 085	12 847	10 918	9 284	7 900	6 727	5 733	82 925
16	Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств	тыс. руб.	-16 940	-11	15 431	29 516	42 363	53 281	62 565	70 464	77 192	82 925

Чистый доход	тыс. руб.	135 288
Чистый дисконтированный доход	тыс. руб.	82 925
Индекс доходности за период		1,05
Срок окупаемости	год	2,0

Показатели эффективности бурения горизонтальных скважин выше, чем показатели эффективности бурения вертикальных скважин, поэтому предпочтительнее бурение горизонтальных скважин, при этом, не смотря на рост стоимости работ в зависимости от длины ствола выгоднее увеличение длины ствола, при этом необходимо учитывать и технические условия бурения.

По данным таблицы 5.5 можно сделать вывод о самом рентабельном варианте сочетания рассматриваемых параметров для скважины №14003. Данная зависимость будет наблюдаться и для двух других скважин.

Ранее самым оптимальным был выбран вариант с длинной горизонтального ствола равной 150 м. Результаты расчетов экономической эффективности показывают, что оптимальным будет вариант с длинной горизонтального ствола 200 м. Так как он имеет самый короткий срок окупаемости - 2 года, наибольший чистых доход - 82 925 тыс. руб. и индекс доходности -1,05.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе проведен анализ влияния длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб горизонтального ствола, а также радиуса кривизны на устьевое давление при различных дебитах горизонтальной скважины на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ.

Дана краткая характеристика Оренбургского НГКМ с точки зрения строительства горизонтальных скважин, а также обзор существующих методов газогидродинамических исследований горизонтальных скважин, необходимых для определения параметров пласта.

Проведен анализ технологических режимов и результатов газогидродинамических исследований трех высокодебитных вертикальных скважин зоны УКПГ-14. По результатам исследований определены коэффициенты фильтрационного сопротивления (a_в и b_в).

Выполнен пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважин (a_г и b_г).

По трем горизонтальным скажинам (№№ 14060, 15072, 15073) определена зависимость устьевого давления от различных параметров (длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб, дебита скважины и радиусах кривизны). Выбраны и обоснованы оптимальные длина и диаметр горизонтального ствола, радиуса кривизны и диаметра фонтанных труб обеспечивающих минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Кроме того, проведен экономический анализ полученных вариантов. Рассчитаны основные показатели экономической эффективности каждого варианта и проведено их сравнение.

Также оценена безопасность и экологичность проекта. Определены основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин на каждом из этапов строительства.

Описаны предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке и дано обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин с экологической точки зрения.

С целью комплексного анализа преимущества строительства горизонтальных скважин выполнен расчет предотвращенного экологического ущерба.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Газопромысловое управления ООО «Газпром добыча Оренбург». Геологический отчет. Оренбург: s.n., 2009.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности гори-зонтальных скавжин вскрывших газовые и газоконденсатные пласты. 1995.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. 2004.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В,. Технология применения горизонтальных скважин. 2006.

5. Алиев З.С., Самуйлова Л.В., Котлярова Е.М., Мараков Д.А. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин. 2010.

6. Алиев З.С., Самуйлова Л.В., Котлярова Е.М., Гончаров С.В. Методы определения пластового и забойного давлений в горизонтальных скважинах различной конструкции. Оренбург: s.n., 2010.

7. Алиев З.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М : ГАНГ, 1992.

8. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989.

9. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.

10. РД 51-1-96. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих. М.: s.n., 1996 г., - 80 с.

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестционных проектов. М.: 2000.

Размещено на Allbest.ru