Файл: Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.docx

На текущей стадии разработки месторождения в условиях низкой эффективности закачки наиболее целесообразно применение методов выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994 года - в среднем 2,3 тыс. т дополнительной нефти в расчете на одну добывающую скважину. В настоящее время известно несколько десятков различных модификаций и товарных форм этой технологии. На основе опыта не только Самотлора, но и других месторождений среднего Приобья, можно рекомендовать следующие составы:

- Водорастворимый полимер (гидролизованный полиакриламид)

- Полимердисперсный состав (раствор полимера и бетонитовой глины в воде в равных концентрациях 0,1-0,2%)

- Полимерсшитый состав (полакриламид + соли поливалентынх металлов)

- Модифицированный полимерсшитый состав Темпоскрин

- Гелеобразующие составы типа «ГАЛКА», «ГАЛКА-термогель» (хлористый алюминий + карбамид)

- Гелеобразующие составы на основе полимеров биологического происхождения (водорастворимые полимеры производных целлюлозы и продукты жизнедеятельности бактерий)

Как правило, основным недостатком гелеобразующих технологий является малая жесткость геля и небольшой срок его существования в пластовых условиях. Кроме гелеобразующих технологий можно рекомендовать технологии образующие в пласте барьеры в виде жесткого нерастворимого осадка. Этот метод применяется на последней стадии разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снижения извлекаемых запасов.

---

4 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Характеристика мероприятия

Гидроразрыв пласта (ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных, газоконденсатных, газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

4.2 Методика расчета экономической эффективности предприятия

1. 
   Годовой прирост добычи (∆ Q):
   

∆ Q = 365 · Кэ ·∆q, (4.1)

где Кэ – коэфициент эксплуатации;

∆q – прирост дебита (т/скв-сут);

2. 
   Прирост выручки (∆В):
   

∆В = ∆Q · Ц, (4.2)

где Ц – цена 1 тонны нефти;

3. 
   Текущие затраты:
   

U = Uд.д.+ U_ГРП, (4.3)

где Uд.д. – затраты на дополнительную добычу;

Uд.д. = ∆Q · Упер = ∆Q · с/с · dпер,

где Упер – условно-переменные затраты;

с/с – себестоимость нефти;

dпер - доля условно-переменных затрат;

4. 
   Прибыль от реализации:
   

Пр = В – Зс/с = В – U – Ам, (4.4)

где В – выручка;

Зс/с – затраты.

5. 
   Налог на прибыль :
   

Нпр = Пр · 20%/100%, (4.5)

6. 
   Поток денежной наличности:
   

ПДН = В – U – Н (млн. руб.), (4.6)

7. 
   Накопленный поток денежной наличности:
   

НПДН = ∑ ПДНt, (4.7)

8. 
   Коэфициент дисконтирования:
   

άt = (1 + Енп)^{tр – t} = (1 + 0,1) ^{tр – t} , (4.8)

где t_р – расчетный год,

t – текущий год;

9. 
   Дисконтированнный поток денежной наличности:
   

ДПДНt = ПДНt · άt , (4.9)

10. 
    Накопленный дисконтированный поток денежной наличности:
    

---

НДПДНt = ∑ ДПДНt, (4.10)

4.3 Исходные данные

Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 4 года, этот временной интервал берем как полный период расчета.

В 2014 году планируем провести 225 гидроразрывов пласта.

Условно-постоянные расходы включают затраты на ГРП. В составе стоимости одного гидроразрыва пласта включены расходы на основные материалы и химреагенты, расходы на оплату труда, амортизацию оборудования, расходы на содержание, эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования подготовку к ГРП и освоение скважины после ГРП.

Ставка дисконтирования (коэффициент дисконтирования) является нормативом приведения разновременных затрат к настоящему моменту времени.

С учетом плановых потерь дополнительна добыча в 2014г – 626,9 тыс. т,

2015г – 525,6 тыс. т, 2016г – 427,1 тыс. т, 2017 – 312,1 тыс. т.

4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП

Таблица 4.1 – Исходные данные для расчета

Показатель	Единица измерения	Абсолютное значение
1	2	3
1. Количество скважин	ед.	225
2. Прирост среднесуточного дебита на скважину	т/скв·сут	7,6
3. Стоимость одной операции	тыс.руб	2000
4. Цена 1 т реализуемой нефти	руб.	9000
6. Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.	0,94

Продолжение таблицы 4.1

1	2	3
7. Себестоимость 1т нефти	руб.	8200
8. Ставка налога на прибыль	%	20
9. Расчетный период	лет	4
10. Доля условно-переменных расходов	%	62

---

Произведя расчет экономической эффективности получаем значения, указанные в таблице 4.2.

Таблица 4.2. – Расчет НПДН и ЧТС

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	626,9	525,6	427,1	312,1
2. Прирост выручки, млн. р	5 642,1	4 730,4	3 843,9	2 808,9
3. Текущие затраты, млн. р	3 637,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	3 187,2	2 672,2	2 171,4	1 586,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	401,0	411,6	334,5	244,4
5. ПДН, млн. р	1 604,0	1 646,6	1 338,0	977,7
6. НПДН, млн. р	1 604,0	3 250,6	4 588,6	5 566,3
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 604,0	1 496,9	1 105,7	734,6
9. НДПДН, млн. р	1 604,0	3 100,9	4 206,6	4 941,2

---

Рисунок 4.1 – Динамика НПДН и ЧТС.

Из графика видно, что гидроразрыв пласта начинает приносить прибыль в первый год применения, т.к. ЧТС составляет 4 941,2 млн.р.

4.5 Анализ чувствительности ГРП к риску

Проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности ГТМ связанного с проведением ГРП. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора, например:

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цена на нефть (-20%; +20%);

- текущие затраты (-10%; +15%);

- налоги (-10%; +10%);

Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТС_ΔQ; ЧТС_Ц; ЧТС_ТЗ; ЧТС_Н – все расчеты сведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Чистая текущая стоимость при различных вариациях показателей

ЧТС	-30%	-20%	-10%	10%	15%	20%
Прирост добычи	3 350,84			5 471,32
Цены на нефть		2 504,49				7 377,91
Текущие затраты			5 665,43		3 854,84
Налоги			5 064,73	4 915,93

Результаты расчетов сведены в таблицы 4.4 – 4.11.

Таблица 4.4 – Расчет экономических показателей при уменьшении добычи на 30%

Показатель	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
1. Доп. добыча, тыс. т	438,8	367,9	299,0	218,5
2. Прирост выручки, млн. р	3 949,5	3 311,3	2 690,7	1 966,2
3. Текущие затраты, млн. р	2 681,0	1 870,5	1 520,0	1 110,7
3.1. Затраты на доп. добычу, млн. р	2 231,0	1 870,5	1 520,0	1 110,7
3.2. Затраты на ГРП, млн. р	450,0	-	-	-
4. Налог на прибыль, млн. р	253,7	288,2	234,2	171,1
5. ПДН, млн. р	1 014,8	1 152,6	936,6	684,4
6. НПДН, млн. р	1 014,8	2 167,4	3 104,0	3 788,4
7. Коэф. Дисконтирования	1,0000	0,9091	0,8264	0,7513
8. ДПДН, млн. р	1 014,8	1 047,8	774,0	514,2
9. НДПДН, млн. р	1 014,8	2 062,6	2 836,6	3 350,8

---