Добыча нефти на Южно-Киенгопском месторождении

Геологический критерий учитывает геолого-физические параметры залежей, наличие осложняющих геологических факторов бурения горизонтальных стволов и их эксплуатации.

Толщина нефтенасыщенного пласта.

Чем мощнее нефтенасыщенный пласт, в который проводят забуривание, тем выше вероятность расположить его оптимально. Сейчас подрядные организации ОАО «Удмуртнефть» принимают минимально возможную нефтенасыщенную толщину 3 м.

Естественная проницаемость пласта.

При небольшой проницаемости пласта коэффициент охвата в случае бурения вертикального ствола мал, поэтому бурение горизонтального ствола на порядок повышает производительность скважины. В случае хорошей проницаемости вертикальная скважина может также дать хороший охват.

Неоднородность продуктивных пластов по площади и разрезу. Неоднородность продуктивного пласта снижает его эффективную нефтенасыщенную толщину, так при мощности пласта равной 4 метрам при коэффициенте песчанистости, равным 0,75 общая эффективная толщина снижается до 3 метров.

Так же, чем выше неоднородность, тем сложнее оценить геологическое строение залежи между скважинами и, как следствие, провести горизонтальный ствол с наиболее оптимальными параметрами. Таким образом, с увеличением неоднородности, помимо всего прочего возрастает фактор случайности, так как горизонтальный участок ствола может попасть не в нефтенасыщенный коллектор, а в непроницаемые породы.

Наличие активных подошвенных вод.

Так же как и предыдущий пункт относится к осложняющим факторам, и при бурении горизонтального ствола его расстояние от водонефтяного контакта должно обеспечивать недопущение прорыва воды. Необходимо формировать горизонтальный ствол в верхней части нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК, особенно при наличии развитой трещиноватости пород.

Технологический критерий определяется реализованной системой и текущим состоянием разработки, а главное - наличием целиков нефти или слабо охваченных вытеснением участков залежей по площади и по разрезу, которые существующими методами невозможно вовлечь в разработку.

Плотность запасов.

Включает в себя нефтенасыщенность коллектора, его пористость, а так же площадь нефтеносности и позволяет оценить удельные запасы нефти в определенном объеме породы. Зная его можно примерно определить возможные запасы нефтяного «целика», на который осуществляют бурение горизонтального ствола и тем самым оценить возможную экономическую эффективность от бурения.

Выработка запасов нефтяной залежи.

От выработки запасов промышленного объекта, на который осуществляется бурение горизонтального ствола, а так же от условий их выработки по площади и разрезу зависят возможные технико-экономические показатели. По степени их выработки можно оценить возможные местоположения «целиков» нефти, а так же, в купе с плотностью запасов нефти, их примерные запасы (общие и извлекаемые).

Обводненность пласта.

Если пласт обводнен, то бурение на него горизонтального ствола не рекомендуется.

Текущее состояние разработки объекта в целом.

Для определения применения горизонтального бурения необходимо знать текущее пластовое и забойное давление, дебиты скважин на перспективных участках залежи, плотность сетки скважин.

Технический критерий учитывают.

Длина и диаметр горизонтального ствола.

От длины и диаметра горизонтального ствола зависит площадь фильтрации добываемой жидкости, степень охвата объекта. В мире основной упор делают на длину горизонтального ствола (есть случаи бурения горизонтальных стволов длиной 6000 метров и более), что хорошо сказывается на нефтяных месторождениях с легкой маловязкой нефтью, тогда как при условии течения неньютоновских жидкостей (то есть при повышенной вязкости нефти), длина ствола начинает играть не такую существенную роль. Так по опыту бурения боковых горизонтальных стволов и горизонтальных скважин в ОАО "Удмуртнефть" наибольший удельный прирост дебита на один метр длины горизонтального ствола наблюдается при его длине равной 100 метрам, после чего начинается его снижение.

При бурении боковых горизонтальных стволов из нерентабельных скважин на длину горизонтального ствола влияет помимо прочего реализованная сетка скважины.

Характер размещения горизонтального ствола по площади и разрезу.

От характера размещения горизонтального ствола зависит степень выработки возможного «целика» нефти, а так же в случае наличия газовой шапки или подошвенных вод возможность их прорыва (то есть формировать горизонтальный ствол нужно на некотором расстоянии, с «запасом», от газо или водонефтяных контактов).

Профиль горизонтального ствола.

Существуют следующие теоретические профили горизонтального ствола:

- Горизонтальный. Ствол формируют в пласте горизонтально.

- Восходящий Ствол формируют в пласте по восходящей линии. Обычно применяется в случае возможного прорыва газа, так как в этом случае есть возможность отсечь участок ствола, по которому прорывается газ, не отключая всего горизонтального участка ствола.

- Нисходящий. Ствол формируют в пласте по нисходящей линии. Применяется в случае близкого водонефтяного контакта и, как следствие, возможного прорыва пластовой воды. Вода будет прорываться по нижнему участку горизонтального ствола, и при его отсечении оставшаяся часть ствола будет продолжать работать, в противном случае пришлось бы отсекать весь ствол.

- «Синусоида». Основное преимущество данного профиля в том, что в условии слоистого залегания пласта, когда идет чередование проницаемых (нефтенасыщенных) и непроницаемых пропластков, позволяет более полно охватить пласт. Но он имеет и существенные недостатки, которые не позволили получить ему широкое распространение. Одним из таких недостатков является образование «гидрозатвора» в пониженных участках ствола.

Экономический критерий определяется экономической целесообразностью бурения ГС с точки зрения окупаемости затрат и необходимой прибыли.

По перспективности горизонтальной технологии бурения скважин все объекты разработки можно подразделить на три категории.

К первой категории отнесены залежи с благоприятными условиями по выше названным критериям. Это, прежде всего, массивные залежи турнейского и башкирского возраста с нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м; пластовые залежи верейского и яснополянского объектов с нефтенасыщенной толщиной пластов не менее 3 м.

Ко второй категории относятся объекты с повышенным геологическим и технологическим риском для горизонтального бурения, связанным с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пластами коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов. К этой категории относятся почти все объекты разработки многопластового типа башкирского возраста с высокорасчлененными карбонатными коллекторами.

К третьей категории относятся водонефтяные зоны, подгазовые и подошвенные части залежей, а так же высоко выработанные объекты. На эти объекты практически, геологически, технологически и экономически горизонтальная технология неприемлема.

Наиболее высокие перспективы и эффективность связаны с первой группой. Богатый опыт горизонтального бурения на залежи первой группы позволяют с определенной степенью уверенности выделить основные критерии успешности бурения горизонтальных стволов:

нефтенасыщенная толщина не менее 10 м;

наличие невыработанных целиков нефти;

наличие непроницаемого экрана между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями разреза (желательно).

Параметры горизонтального ствола должны быть следующие:

формирование горизонтального ствола в кровельной части нефтенасыщенного разреза;

траектория горизонтального ствола горизонтальная или по нисходящей линии;

длина горизонтального ствола определяется размерами невыработанных участков залежи. Обычно она не должна превышать 1/3 расстояния сетки скважин.

Учитывая, что продуктивные объекты месторождения приурочены к верейской залежи, существуют невыработанные целики нефти, имеются мощные нефтенасыщенные участки с невыработанными запасами - отнесем объекты к первой категории, т.е. наиболее перспективных к доразработке с помощью бурения горизонтальных скважин.

2.7 Расчет технологических показателей проекта. Выводы

Рассчитаем эффективность работы горизонтальных скважин и сравним её с работой вертикальных скважин. Для этого будем использовать формулу Джоши для безразмерного коэффициента продуктивности:

, где

J* - безразмерный коэффициент продуктивности,

l - длина горизонтальной части ствола,

Rк - радиус контура питания,

h - эффективная нефтенасыщенная толщина,

rc - радиус скважины.

Для вертикальной скважины коэффициент продуктивности:

Таблица 13

Сравнение коэффициентов продуктивности

№ скважины	L	Rk	h	rc	J*	Qгс/Qвс
25г	170	141	2,9	65	0,261	2,0252
26г	600	141	2,9	65	0,42	3,2575
27г	300	141	2,9	65	0,385	2,9852
29г	300	141	2,9	65	0,385	2,9852
30г	600	141	2,9	65	0,42	3,2575
37г	300	141	2,9	65	0,385	2,9852
36г	270	141	2,9	65	0,345	2,6745
верт скв	-	141		65	0,129

Из расчета видно, что в дебит вертикальной скважины будет в 2-3 раза меньше, чем у горизонтальных скважин.

Определим фактические результаты работы горизонтальных скважин.

Для оценки прогнозируемых результатов расчет объемов добычи нефти и жидкости ведется по формулам:

Д = q * K1 * T * K2 * Ч ,

где Д - добыча нефти, т;

q - прогнозируемый среднесуточный дебит нефти скважины, т/сут ;

К1 - коэффициент эксплуатации скважин по месторождениям;

Т - расчетный период оценки работы скважин, сут ;

К2 - коэффициент падения добычи нефти;

Ч - количество скважин.

Таблица 14

Значение показателей

№ скважины	q, т/сут	К1	Т, сут	К2	Ч, шт.	Д, т
25г	15,2	1	365	1	1	5548
26г	8,4	1	365	1	1	3066
27г	11,6	1	365	1	1	4234
29г	10,3	1	365	1	1	3759,5
30г	7,6	1	365	1	1	2774
37г	9,3	1	365	1	1	3394,5
36г	5	1	365	1	1	1825

Таблица 15

Технологические показатели для горизонтальных скважин

Показатели	Ед.изм	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
ГС
Кол-во раб-х скв.	шт.	5	7	7	7	7	6	6	6	6	5	5	5	5	5
Добыча нефти	тыс. т	11,2	28,1	23,2	18,8	19,2	15,9	14,2	13,6	17	18	20,24	19,86	19,26	18,69
Доб. нефти с нач. разр.	тыс. т	11,2	39,3	62,5	81,2	105	121	138	152	172	185	197	210	222	233
Добыча жидкости	тыс. т	12,4	26,6	28,7	20,8	23,6	18	16,7	19,1	24,5	48	51,8	53,3	52,7	52,2
Обводненность	%	10	19,8	25,1	36,4	37,2	43,2	47,5	52,2	54,3	57,4	60,6	62,2	64,7	67.1
Доб. жид. с нач. разр.	тыс. т	12,4	39	67,7	88,4	112	130	147	166	190	238	290	343	396	448
Ср. дебит скв. по неф.	т/сут	9,5	8,2	7,3	5,9	6	5	5	5,4	6,4	8,6	8,2	8	7,8	7,5
Ср. дебит скв. по жид.	т/сут	10,5	10,1	10,9	7,9	8,8	7,3	7,5	8,7	11,2	18,4	16,9	17,2	17	16,8

Южно-Киенгопское месторождение находится в завершающейся стадии разработки. Расчет технологических показателей выполнен по объектам на период до 2009 г. с учетом дальнейшего обводнения скважин и их возврата на верейский объект, проведения ГТМ, предложенных, на основании анализа текущего состояния, выполненного в данной работе.

Вывод

Состояние разработки верейского объекта можно признать удовлетворительным. Эксплуатация скважин осуществляется при низких забойных давлениях. Система ППД недостаточно эффективна. Наиболее эффективным ГТМ является ИДВ. Поэтому рекомендуется проводить ИДВ по всему фонду скважин в течение 2007года. Отставание в накопленной добыче нефти обусловлено меньшим значением действующего фонда добывающих скважин за последние 5 лет по причине более позднего их перевода с нижележащих объектов. Достижение утвержденного КИН только существующим фондом скважин невозможно. Необходимо запланировать мероприятия по дальнейшему переводу скважин с нижележащих объектов в зоны с низкой плотностью сетки скважин, с целью вовлечения больших запасов нефти в активную разработку.

Превышение уровней отбора нефти над проектными в 2005г. произошло за счет снижения забойного давления в добывающих скважинах значительно ниже давления насыщения, что позволило при максимальной депрессии на пласт увеличить дебиты скважин по жидкости и нефти;

Текущий уровень компенсации отборов жидкости закачкой в два раза превышает проектный уровень, при этом отмечается снижение пластового давления в южной части залежи.

В районе эксплуатации залежи горизонтальными скважинами наблюдается локальное снижение пластового давления почти в 2 раза ниже начального пластового. Такое распределение пластового давления по площади закономерно из-за большого отбора жидкости горизонтальными скважинами. Поэтому необходимо провести усиление закачки в районе работы горизонтальных скважин.

Начиная с 2004г. наблюдается повышение темпов отбора нефти, в 2007г. превышение более чем в 2 раза. Соответственно, добыча нефти в 2007г. превысит уровень добычи нефти прогнозируемый в «Дополнения к проекту разработки» на 53% и на 64.8 % уровень добычи нефти прогнозируемый «Авторским надзором».

Следует отметить, что преимущества бурения ГС не исчерпываются лишь дополнительно добытой нефтью. Необходимо также иметь в виду, что при бурении ГС значительно снижается техногенное воздействие на окружающую среду. Для добычи одинакового объема нефти в 2 - 4 раза снижается количество скважин, а значит:

1. сокращается сеть нефтепромысловых коммуникаций, а, следовательно, возможное число порывов;

2. обеспечивается сохранность полей, лесов и водоемов;

3. открывается возможность вести разработку месторождений, залегающих под реками, озерами, заповедниками.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Обоснование показателей экономической эффективности

Для расчета экономических показателей используется «Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных месторождений» разработанная Борховичем С.Ю.

В методике предлагается система показателей для оценки эффективности бурения горизонтальных скважин.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов при добыче нефти из рассматриваемых скважин в целом. Оценка проводиться по пробуренным скважинам с целью определения фактических результатов работы скважин и с целью прогноза результатов их работы.

Для стоимостной оценки результатов и затрат применялись усредненные цены за весь расчетный период. Для того, чтобы правильно оценить результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, при расчете учитывалось влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого потоки затрат и результаты приводились в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (NPV, IRR, PI) переходили к расчетным ценам.

Для определения фактических результатов работы скважин технологические показатели берутся за рассматриваемый период из геологических расчетов.

Исходные данные для расчета базисного варианта представлены в таблице 16.

Таблица 16

Исходные данные для расчета экономических показателей

№ п/п	Показатели	Значения
1.	Цена реализации:
	на нефть на внутреннем рынке, руб./т	8700
2.	Налоги и платежи:
	НДС, %	18
	Налог на добычу полезных ископаемых, руб./т,	419
	Налог на прибыль, %	24
	Единый социальный налог, %	26
3.	Капитальные затраты:
	Стоимость бурения 1 ГС, млн. руб.	20
4.	Эксплуатационные затраты (по статьям калькуляции):
	Обслуживание скважин (с общепромысловыми затратами), тыс. руб./скв.-год	415,970
	Сбор и транспорт нефти, руб./т жидкости	104,7
	Технологическая подготовка нефти, руб./т	116,8
	Расходы по искусственному воздействию на пласт, руб./м3	12,3
	Расходы на энергию, затраченную на извлечение нефти, руб./т	28,14
	Расходы на оплату труда производственных рабочих, тыс. руб./скв.	92,560
5.	Дополнительные данные:
	Норма амортизации, %	6,67
	Норма дисконтирования, %	15
	Коэффициент инфляции (среднее значение), %	13

При расчете экономической эффективности были рассчитаны следующие экономические показатели:

Kt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Пt - прибыль от реализации в t-м году.

Аt - амортизационные отчисления в t-м году.

PI - индекс доходности

Вt - выручка от реализации продукции в t-м году.

Нt - сумма налогов

Вt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году

NPV - дисконтированный поток денежной наличности

Eн - норма дисконтирования, доли ед. (0,15)

3.2 Методика расчета базисного варианта

1. Эксплуатационные (текущие) затраты.

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или элементам затрат.

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Тобi = Тоб Ч Nдi ,

где

Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда горизонтальных скважин, тыс. руб / скв-год.;

Nдi - действующий фонд горизонтальных скважин в году i, скв.

Расчет:

Тоб1 = 415,970 тыс.руб./скв. * 5 скв. = 2 079,85 тыс.руб.

Сбор и транспорт нефти:

Тсбтi = Тсбт Ч Qжi ,

где

Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, руб/т жид;

Qжi - добыча жидкости из пласта в году i, тыс.т

Расчет:

Тсбт1 = 104,7 руб./т жид. * 11,2 тыс.т = 1 172,64 тыс.руб.

Технологическая подготовка нефти:

Ттпi = Ттп Ч Qжпi

где

Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, руб./т жид;

Qжпi - объем добытой нефти, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т.

Расчет:

Ттп1 = 116,8 руб./т * 11,2 тыс.т. = 1 308,16 тыс. руб.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Тэниi = Ризвi Ч Qмехi ,

где

Ризвi - расходы на энергию, затрачиваемую на извлечение нефти (в году i, руб./т жид.

Qмехi - добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.

Расчет:

Тэни1 = 28,14 руб./т жид. * 12,4 тыс.т. = 348,936 тыс.руб.

Затраты на оплату труда производственных рабочих:

Тзпi = Рзарпi Ч Nдфi ,

где

Рзарпi - зарплата производственных рабочих в году i (норматив на 1 скв.), тыс.руб./ скв.

Nдфi - действующий фонд скважин в году i, скв.

Расчет:

Тзп1 = 92,56 тыс. руб./скв. * 5 скв. = 462,8 тыс.руб.

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Тi = Тобi+Тсбтi+ Ттпi +Тэниi+Тзпi

Расчет:

Т1 = 2 079,85 тыс. руб. + 1 172,64 тыс. руб. + 1 308,16 тыс. руб. + 348,936 тыс. руб. + 462,8 тыс. руб. = 5 372,386 тыс. руб.

2. Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.

Единый социальный налог:

Теснi = Рзарпi * Nдфi * аесн/100%

где

Рзарпi - зарплата производственных рабочих в году i (норматив на 1 доб. скв.), тыс.руб./ скв.

Nдфi - действующий фонд скважин в году i, скв.

аесн - ставка единого социального налога, %.

Расчет:

Тесн1 = 92,56 тыс. руб./скв. * 5 скв.* 0,26 = 120,328 тыс.руб.

Налог на добычу полезных ископаемых:

Тндпиi = Qнi * Hдпиi * Кц * Кв

где

Qнi - добыча нефти в году i, тыс.т.

Hдпиi - размер налоговой ставки на добычу полезных ископаемых в году i, руб./ т нефти;

Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, д.ед.

Кц = (Ц - 9) * (Р / 261),

где Ц - средний уровень цен нефти сорта «Юралс» в долл. США/баррель.

Р - среднее курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемый ЦБ РФ.

Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, д.ед.

За октябрь по данным из Письма ФНС РФ от 20.11.2007 № СК-6-11/827

Ц = 79,55 долл./барр., Р = 24,8940 руб./долл., тогда Кц = 6,7290

Значение коэффициента Кв определяется в зависимости от степени выработанности (Св). Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При расчете Св оказалась меньше 0,8, тогда Кв будет равно 1.

Расчет:

Тндпи1 = 11,2 тыс.т. * 419 руб./т * 6,7290 * 1 = 31 577,8512 тыс. руб.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Тплатi=Теснi+ Тндпиi

Расчет:

Тплат1 = 120,328 тыс.руб. + 31 577,8512 тыс. руб.= 31 698,179 тыс.руб.

Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Ттекi =Ti + Тплатi

Расчет:

Ттек1 = 5 372,386 тыс. руб. + 31 698,179 тыс.руб. = 37 070,565 тыс. руб.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти:

Эi = Ттекi + Аофi

где

Аофi - амортизационные отчисления, тыс.руб.

Расчет:

Э1 = 37 070,565 тыс. руб. + (100 000 тыс.руб. * 0,0667) = 43 740,565 тыс. руб.

3. Себестоимость добычи 1 т нефти:

Cнi=Эi/Qнi

Расчет:

Cн1= 43 740,565 тыс. руб./ 11,2 тыс. т = 3 905,4 руб.

4. Налоги, отчисляемые в бюджет:

Налог на добавленную стоимость:

Нндсi = Цн Ч Qнi Ч андс/100% ,

где

андс - ставка налога на добавленную стоимость, %;

Ц н - продажная цена нефти, руб/т;

Расчет:

Нндс1 = 8700 руб. * 11,2 тыс. т * 0,18 = 17 539,2 тыс.руб.

5. Выручка от реализации, тыс. руб.:

Вi= Ц Ч Qнi ,

где

Ц - цена нефти, включая НДС, руб/т;

Qнi - добыча нефти в году i, тыс.т;

Расчет:

В1 = (8700 руб.*1,18) * 11,2 тыс. т = 114 979,2 тыс. руб.

6. Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, млн. руб.:

Пi = Вi - (Эi + Нндсi)

Расчет:

П1 = 114 979,2 тыс. руб. - (43 740,565 тыс. руб.+ 17 539,2 тыс.руб.) =

= 53 699,435 тыс. руб. = 53,6994 млн.руб.

Налог на прибыль, млн. руб .:

Hпpi = Пi Ч апр/100%, при условии Пi > 0

где

апр - ставка налога на прибыль, %.

Расчет:

Hпp = 53,6994млн.руб.*0,24 = 12,88786 млн. руб.

7. Экономический эффект от бурения ГС или прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн.руб.:

Пчi = Пi - Нпрi

Расчет:

Пч1 = 53,6994 млн.руб. - 12,88786 млн. руб. = 40,81154 млн.руб.

3.3 Расчет основных экономических показателей и показателей экономической оценки

Расчет основных показателей за несколько лет производился по алгоритму расчета базисного варианта. Сводная таблица основных экономических показателей разработки месторождения ГС представлена в таблицах 17 и 18. Результаты по расчетам интегральных показателей приведены в таблице 19. В ходе расчетов экономических показателей по ГС были рассчитаны дисконтированный поток денежной наличности (NPV) и индекс доходности (PI) по формулам:

Таблица 17

Сводная таблица затрат по годам.

Годы	Qж, тыс т	Qн, тыс т	Фонд скважин	Кап. вложения, тыс. руб.	Текущие затраты (с учетом коэффициента инфляции), тыс. руб	Текущие затраты без налогов и платежей, тыс. руб	Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти (с учетом коэффициента инфляции), тыс. руб	Итого текущих затрат с налогами и платежами, тыс. руб
				Ki	Тобi	Tзпi	Тсбтi	Ттпi	Тэниi	Тi = Тобi + Tзпi + Тсбтi + Ттпi + Тэниi	Теснi	Тндпиi	Тплатi=Теснi+ Тндпиi	Ттекi =Ti + Тплатi
1996	12,400	11,200	5	100000,00	2079,850	462,800	1172,640	1308,160	348,936	5372,386	120,328	31577,851	31698,179	37070,565
1997	26,600	28,100	7	40000,00	3290,323	732,150	3324,539	3708,750	845,832	11901,594	215,106	89526,028	89741,133	101642,727
1998	28,700	23,200	7	0,000	3290,323	732,150	2744,815	3062,029	912,608	10741,925	215,106	73914,727	74129,833	84871,758
1999	20,800	18,800	7	0,000	3290,323	732,150	2224,247	2481,299	661,403	9389,421	215,106	59896,417	60111,523	69500,943
2000	23,600	19,200	7	0,000	3290,323	732,150	2271,571	2534,093	750,438	9578,574	215,106	61170,809	61385,914	70964,488
2001	18,000	15,900	6	0,000	2820,277	627,557	1881,145	2098,546	572,368	7999,892	184,376	50657,076	50841,452	58841,344
2002	16,700	14,200	6	0,000	2820,277	627,557	1680,016	1874,173	531,030	7533,052	184,376	45240,911	45425,287	52958,339
2003	19,100	13,600	6	0,000	2820,277	627,557	1609,030	1794,982	607,346	7459,191	184,376	43329,323	43513,699	50972,890
2004	24,500	17,000	6	0,000	2820,277	627,557	2011,287	2243,728	779,056	8481,904	184,376	54161,654	54346,030	62827,934
2005	48,000	18,000	5	0,000	2350,231	522,964	2129,598	2375,712	1526,314	8904,818	153,647	57347,633	57501,280	66406,098
2006	51,800	20,240	5	0,000	2350,231	522,964	2394,615	2671,356	1647,147	9586,312	153,647	64484,228	64637,875	74224,187
2007	53,300	19,860	5	0,000	2350,231	522,964	2349,656	2621,202	1694,844	9538,897	153,647	63273,555	63427,202	72966,100
2008	52,700	19,260	5	0,000	2350,231	522,964	2278,670	2542,012	1675,765	9369,641	153,647	61361,968	61515,614	70885,256
2009	52,200	18,690	5	0,000	2350,231	522,964	2211,233	2466,781	1659,866	9211,074	153,647	59545,959	59699,606	68910,680

Таблица 18

Основные экономические показатели разработки месторождения ГС.

Годы	Всего амортизационных отчислений, тыс. руб.	Всего эксплуатационных затрат, тыс. руб.	Себестоимость добычи 1 т нефти, руб.	Налог на добавленную стоимость (с учетом коэф. инфляции), тыс. руб.	Выручка от реализации продукции (с учетом коэф. инфляции), тыс. руб.	Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, тыс. руб.	Налог на прибыль, тыс. руб.	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, тыс. руб.
	Аофi	Эi = Ттекi + Аофi	Cнi=Эi/Qнi	ННДСi	Вi	Пi = Bi - Эi - ННДСi	Hпpi = Пi * 0,24	Пчi = Пi - Нпрi
1996	6670,000	43740,565	3905,408	17539,200	114979,200	53699,435	12887,864	40811,570
1997	9338,000	110980,727	3949,492	49725,198	325976,298	165270,373	39664,890	125605,483
1998	9338,000	94209,758	4060,765	41054,256	269133,456	133869,442	32128,666	101740,776
1999	9338,000	78838,943	4193,561	33268,104	218090,904	105983,857	25436,126	80547,731
2000	9338,000	80302,488	4182,421	33975,936	222731,136	108452,712	26028,651	82424,061
2001	9338,000	68179,344	4288,009	28136,322	184449,222	88133,556	21152,053	66981,503
2002	9338,000	62296,339	4387,066	25128,036	164728,236	77303,861	18552,927	58750,934
2003	9338,000	60310,890	4434,624	24066,288	157767,888	73390,710	17613,770	55776,939
2004	9338,000	72165,934	4245,055	30082,860	197209,860	94961,066	22790,656	72170,410
2005	9338,000	75744,098	4208,005	31852,440	208810,440	101213,902	24291,336	76922,565
2006	9338,000	83562,187	4128,567	35816,299	234795,739	115417,253	27700,141	87717,113
2007	9338,000	82304,100	4144,214	35143,859	230387,519	112939,560	27105,495	85834,066
2008	9338,000	80223,256	4165,278	34082,111	223427,171	109121,804	26189,233	82932,571
2009	9338,000	78248,680	4186,660	33073,450	216814,840	105492,710	25318,250	80174,459

Таблица 19

Показатели экономической оценки.

Годы	Дисконтированный поток денежной наличности, тыс. руб	Дисконтированный поток денежной наличности накопленным итогом, тыс. руб.	Дисконтированная прибыль от реализации нефти и амортизационных отчислений, тыс. руб.	Суммарные дисконтирован- ные чистые поступления, тыс. руб.	Дисконтиро- ванный объем кап. вложений, тыс. руб.	Суммарный дисконт. объем кап. вложений, тыс. руб.	Индекс доходности
	((Пчi + Ai) - Ki)/(1+Ен)i-ip	NPV= ? ((Пчi + Ai) - Ki)/(1+Ен)i-ip	(Пчi + Ai)/(1+Ен)i-ip	? ((Пчi + Ai) /(1+Ен)i-ip)	Ki/(1+Ен)i-ip	?(Ki/(1+Ен)i-ip)	PI
1996	-52518,430	-52518,430	47481,57	47481,57	100000,00	100000,0
1997	69298,681	16780,252	104081,3	151562,9	34782,61	134782,6
1998	74536,313	91316,565	74536,31	226099,2	0	134782,6
1999	52482,529	143799,094	52482,53	278581,7	0	134782,6
2000	46586,360	190385,454	46586,36	325168,1	0	134782,6
2001	33714,289	224099,743	33714,29	358882,4	0	134782,6
2002	26167,833	250267,576	26167,83	385050,2	0	134782,6
2003	21765,226	272032,802	21765,23	406815,4	0	134782,6
2004	23668,810	295701,612	23668,81	430484,2	0	134782,6
2005	21776,348	317477,960	21776,35	452260,6	0	134782,6
2006	21297,236	338775,196	21297,24	473557,8	0	134782,6
2007	18161,151	356936,347	18161,15	491719	0	134782,6
2008	15312,385	372248,732	15312,38	507031,3	0	134782,6
2009	12918,418	385167,150	12918,42	519949,8	0	134782,6
Итого	385167,150		519949,8		134782,6		3,857692

Размещено на http://www.allbest.ru/

3.4 Выводы по экономическому разделу

Проведенный экономический анализ разработки с использованием горизонтальных скважин позволяет судить о его экономической эффективности и рентабельности, что наряду с его технологической эффективностью даёт положительный результат.

В данном разделе произведена экономическая оценка бурения горизонтальных скважин. Бурение ГС на данном месторождении является прибыльным, так как дисконтированный поток денежной наличности (NPV) получился больше 0, а индекс доходности (PI) - больше 1. Об эффективности проекта говорит значение дисконтированного потока денежной наличности, которое составило в итоге около 385 млн. руб. Значение PI показывает, что от каждого рубля капитальных вложений инвестор будет получать около 3 рублей прибыли. Срок окупаемости проекта составляет около 2 лет, так как в первый год значение NPV отрицательное.

Все расчеты производились с учетом действующей системы налогообложения. Самыми большими поступлениями в бюджет являются отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых.

Высокая экономическая эффективность горизонтальных скважин говорит в пользу дальнейшего применения этого метода производительности скважин на месторождении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе на основе рассмотрения геолого-физических и технико-экономических критериев применимости разработки с горизонтальными скважинами на Южно-Киенгопском месторождении можно сделать следующие основные выводы:

1) Как показали исследования, в нефтяных пластах разрабатываемых месторождений остаются целики нефти, обладающие значительными запасами, неохваченные выработкой в силу вышеуказанных причин наиболее эффективным методом выработки таких целиков оказалось целенаправленное бурение на них горизонтальных скважин.

2) На Южно-Киенгопском месторождении в скважинах технически удалось сформировать основную часть горизонтального ствола в нефтенасыщенных пластах.

3) По верейскому объекту количество нерентабельных скважин удалось сократить за счет бурения боковых горизонтальных стволов.

4) Текущий дебит по горизонтальным скважинам в 1,5 - 2 раза выше чем по вертикальным, обводненность наоборот в 3 раза ниже. При этом надо иметь ввиду, что потенциальный дебит горизонтального ствола выше.

5) Анализ работы пробуренных горизонтальных скважин показывает, что дебиты сравнительно устойчивы, прогрессирующего обводнения не отмечено.

6) Бурение горизонтальных скважин эффект, способствующий дополнительной выработке запасов и получения большей прибыли.

Исходя из выше указанного, можно сказать, что метод бурения горизонтальных скважин перспективен и эффективен. Все это говорит в пользу дальнейшего применения данного метода производительности скважин на месторождениях Удмуртии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сравнение производительности горизонтальных и вертикальных скважин «Нефтепромысловое дело», 3-94, с. 19

2. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Струкова Н.А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство - 1998. №3. с. 23

3. Подсчет запасов нефти Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1989.

4. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1989.

5. Проект разработки Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1990.

6. Дополнение к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1996.

7. Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1998г.

8. Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2001г.

9. Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2003г.

10. Отчет по договору №191 на производство работ по переинтерпретации материалов ГИС Южно-Киенгопского месторождения «ОАО «Удмуртнефть», Ижевск, 2003 г.

11. Баланс запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов за 2004 год по месторождениям ОАО «Удмуртнефть». Ижевск, 2005 г.

Размещено на Allbest.ru

...