Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Анализ работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) на Федоровском газонефтяном месторождении

Геологическая характеристика исследуемого месторождения. Характеристика продуктивных горизонтов, свойства пластовых жидкостей. Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи. Целесообразность применения УЭЦН на месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 15.06.2015
Размер файла 371,2 K
рефераты на заказ со скидкой

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:

При снижении сопротивления изоляции до величины менее 5 МОм или обнаружении повреждений на кабельной линии, а также при появлении осложнений спуск прекращается и бригада вызывает ответственного представителя ЭМЦ, который определяет целесообразность дальнейшего спуска с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

После окончания спуска УЭЦН бригада ТКРС (освоения) замеряет сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при её наличии). Заполняется эксплуатационный паспорт УЭЦН и вызываются представители ЦБПО ЭПУ и ЦДНГ для контрольного замера сопротивления изоляции установки и пробного запуска УЭЦН.

Если сопротивление изоляции установки окажется менее 5 МОм, то необходимо извлечь одну трубу, разделать сальник, развести жилы, произвести их протирку и вновь проверить сопротивление изоляции. Если изоляция восстановилась, решение о дальнейших действиях принимает инженер-технолог ЭМЦ после согласования с ЦДНГ вопроса по глубине спуска установки и сообщает об этом диспетчеру ЦПКРС (РИТС).

При приёме скважины из ремонта заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН бригадой ТКРС (освоения) передаётся в ЦДНГ.

При утере эксплуатационного паспорта причина выхода УЭЦН из строя не рассматривается, а вина возлагается на службу, утерявшую паспорт. Для сдачи поднятой установки выписывается дубликат паспорта прокатным цехом ЦБПО ЭПУ.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину с соблюдением требований возлагается на мастера бригады ТКРС (освоения), производившей спуск.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтёр ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

§ ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

§ проверить оснащённость скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

Электромонтёр ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы “кабель-двигатель” (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП - 2,5, ЗП - по номинальному току.

Электромонтёр ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтёром и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное ниже время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается (см. таблицу5.8).

Если за время, указанное в таблице, подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод её на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на ЗУГе и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Таблица 5.14

Время появления подачи УЭЦН на устье после запуска

Тип УЭЦН

Минимально допустимая производительность

м2/cут

Диаметр НКТ,

дюйм

Время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м)

100

200

300

400

Э - 20

14

2,0

21,0

42,0

63,0

83,0

2,5

31,0

62,0

93,0

124,0

Э - 50

35

2,0

9,0

18,0

27,0

36,0

2,5

13,0

26,0

39,0

52,0

Э - 80

56

2,0

5,0

10,0

15,0

20,0

2,5

8,0

16,0

24,0

32,0

Э - 125

87

2,0

3,5

7,0

10,5

14,0

2,5

5,0

10,0

15,0

20,0

Э - 200

139

2,0

2,0

4,0

6,0

8,0

2,5

3,0

6,0

9,0

12,0

Э - 250

174

2,0

1,7

3,4

5,1

6,8

2,5

2,5

5,0

7,5

10,0

Э - 400

258

2,0

1,1

2,2

3,3

4,4

2,5

1,7

3,4

5,1

6,8

Э - 500

347

2,0

0,9

1,8

2,7

3,6

2,5

1,3

2,6

3,9

5,2

В случае отказа замерного устройства при выводе установки на режим производительность установки может быть определена по темпу снижения динамического уровня в скважине по формуле:

QЭЦН = 1440 · SК· DНД /t,

где: QЭЦН - производительность УЭЦН, м3/сут;

SК - площадь кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ, м2 (см. таблицу 5.9).

DНД - снижение динамического уровня за промежуток времени между двумя отбивками, м;

t - время откачки между двумя отбивками уровня, минуты;

1440 - число минут в одних сутках.

Таблица 5.15

Площадь кольцевого пространства скважины

Диаметр эксплуатационной колонны (дюйм)

Площадь кольцевого пространства ( м2) при диаметре НКТ (дюйм)

2"

2,5"

3"

5"

0,01

0,0087

0,00668

6"

0,0148

0,0135

0,01146

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за её подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтёр - за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплуатационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если её производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стабилизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25-50% с газосепаратором.

После вывода установки на постоянный режим работы по заявке ЦДНГ электромонтёр совместно с представителем ЦДНГ производит подбор напряжения по методике ЦБПО ЭПУ - ИЭВЦ и окончательную настройку защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

Настройка защиты от перегруза (ЗП) производится потенциометром “Настройка” ячейки ЗП.

Ток срабатывания защиты от перегруза устанавливается в блоке управления защиты станции управления и определяется по формуле:

IУСТ = IНОМ / KТР,

где IУСТ - ток уставки;

IНОМ - номинальный ток ПЭД, А;

КТР - коэффициент трансформации трансформатора тока Т1 и Т2.

Настройка защиты от недогруза (ЗСП) устанавливается потенциометром “Настройка” ячейки ЗСП.

На приборе в блоке управления и защиты станции управления устанавливается показание в соответствии с таблицей 5.10, где IРАБ - рабочий ток непосредственно после вывода установки на режим:

Таблица 5.16

Установка ЗСП в зависимости от величины рабочего тока

Рабочий ток

Iраб, А

Iраб= Iном

Iраб= 0,9 Iном

Iраб= 0,8 Iном

Iраб=0,7 Iном

Iраб=0,6 Iном

Уставка

ЗСП, мА

2,15

2,5

2,4

2,3

2,25

При установке ЗСП по таблице необходимо иметь в виду, что уставки срабатывания защиты менее 2,5 мА устанавливаются при колебании питающего напряжения не более чем на +5% и -10%.

Тумблер автомата повторного включения (АПВ) на ячейке “Пуск минимальной защиты по напряжению (ПМЗВ)” устанавливается в режим без автоматического повторного включения при срабатывании защиты ЗСП.

Режим работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты ЗСП устанавливается по заявке ЦДНГ.

5.6 Расчет и подбор оборудования для скважин, оборудованных УЭЦН

Известно много методик подбора УЭЦН. Реализация любой из методик требует знания достаточно точной информации о приточной характеристике продуктивного пласта и реальной напорно-расходной характеристике УЭЦН. Данное обстоятельство осложняет процесс подбора УЭЦН т.к. не всегда имеются выше приведенные характеристики.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах. Подбор установки для эксплуатации скважины в условиях НГДУ «Федоровскнефть» производится графическим способом по «РУКОВОДСТВУ по подбору установки электроцентробежного» насоса для условий месторождений НГДУ «Федоровскнефть». Руководство устанавливает порядок определения оптимальных значений типоразмера установки электроцентробежного насоса и глубины подвески погружного агрегата на месторождении.

Промысловые данные свидетельствуют, что напорные водяные характеристики снятые на скважине и на стенде не совпадают между собой. Реальная характеристика проходит на 15 - 20% ниже паспортной. В «Руководстве …» для проведения расчетов построены напорные характеристики, проходящие на 20% ниже паспортных. Под напорной характеристикой подразумевается лишь ее рекомендуемая по техническим условиям часть.

Наиболее тяжелые условия работы установки наблюдаются при ее запуске, когда необходимо откачивать жидкость глушения при значительно ухудшенных фильтрационных характеристиках призабойной зоны пласта. По этой причине при подборе установки продуктивность скважины принимается в два раза меньше фактической.

Продуктивность скважины описывается уравнением притока, графическим изображением которого является индикаторная линия в координатах «дебит - динамический уровень». В процессе исследования скважины методом установившихся отборов отбивается статический уровень и 3 значения динамического уровня. На каждом режиме замеряется дебит скважины и затрубное давление. Полученные данные приводятся к затрубному давлению при котором будет производиться подбор установки. Значения приведенных уровней и замеренных дебитов наносятся на график «дебит - динамический уровень», через полученные точки проводится прямая, которая и является индикаторной линией.

Методика заключается в нахождении оптимального режима работы насосного оборудования путем согласования системы «пласт - лифт - установка». За критерий согласования характеристик в данной методике принято допустимое газосодержание на приеме насоса, которое по техническим условиям УЭЦН составляет 25%. В методике используются вертикальные глубины.

Допустимое давление на приеме насоса в соответствии с требованиями «инструкции по запуску и выводу скважины на режим установок ЭЦН» принимается равным 4 МПа. Рассчитываем давление соответствующее 25% газосодержанию продукции скважины.

Строится гидравлическая характеристика скважины, системы скважина - лифт, представляющая собой зависимость потребного напора от дебита при допустимом давлении на приеме насоса.

После определения разницы давления по графику определяется соответстщий напор Н1, Н2, Н3.

Строится второй рабочий график. На этом графике наносятся точки с координатами (20м3, Н1), (40м3, Н2), (60м3, Н3) и через них проводится прямая.На характеристику скважины накладываются напорные характеристики УЭЦН. Точки пересечения гидравлической характеристики скважин с напорными характеристиками насосов являются режимами согласованной работы всей системы «пласт - лифт - УЭЦН» в целом. Из полученных 3 - 4х вариантов, отличающихся дебитом, забойным давлением, типоразмером установки, глубиной подвески агрегата выбирается оптимальный. Критериями выбора того или иного варианта могут быть кривизна скважины, проектный дебит, допустимое забойное давление и другие ограничения.

Исходные данные:

ЦДНГ-1 куст 220 скважина 2326

Дэ - диаметр эксплутационной колонны - 168мм;

Нск - глубина скважины - 1800м;

Qн - дебит нефти - 210м3;

hст - статический уровень - 500м;

К - коэффициент продуктивности скважины - 8

н - плотность нефти - 0,85 г/см3;

- кинематическая вязкость жидкости - 0,02 см2/с;

G0 - газовый фактор - 20 м3/ м3;

l - расстояние от устья скважины до сепаратора - 1500 м;

hг - превышение уровня жидкости в сепараторе

над устьем скважины - 8,5 м;

Pс - избыточное давление в сепараторе - 4 кгс/см2;

Выбираем диаметр НКТ.

Диаметр определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине вместе с кабелем и агрегатом.

Диаметр НКТ выбираем по графику (А.М. Юрчук. Расчеты в добыче нефти) Принимаем диаметр НКТ-dнкт = 60мм.

Определяем необходимый напор УЭЦН.

Hн = hст + h + hтр + hг + hс , (5.1)

где hст - статический уровень - 500м;

h - дипрессия;

h = , (5.2)

где Q - дебит нефти,

K - коэффициент продуктивности;

h = = 262 м ;

hд - расстояние от устья до динамического уровня,

hд = hст +h; (5.3)

hд = 500 + 262 = 762 м

hтр - напор, теряемый на местное сопротивление,

hтр = 108 * 104 , (5.4.)

где L - глубина спуска насоса в метрах,

d - диаметр НКТ в мм (внутренний) (По таблице Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти),

l - расстояние от устья скважины до сепаратора,

Q - дебит нефти,

- коэффициент гидравлического сопротивления

- определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительности гладкости труб Ks

Re = 0,147 , (5.5)

где d - внутренний диаметр НКТ ;

- вязкость жидкости;

Q - дебит нефти.

Re = 0,147 = 39690

Режим турбулентный, а потому

= = 0, 022

Определяем относительную гладкость труб Ks

Ks = , (5.6)

где d - внутренний диаметр НКТ;

- шероховатость стенок труб (мм). Принимаем 0,1 (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти)

Ks = = 251,5

По полученным данным Re и Ks из графика (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти) находим = 0,03.

Для определения hтр необходимо найти общую глубину спуска насоса L.

L = hд = h , (5.7)

где h - глубина погружения насоса под динамический уровень - h=50м

L = 762+50= 812 м

Находим истинную глубину спуска насоса:

Lист = = = 896 м.

Определяем потери напора на трение

hтр = 1,08 * 104 = 105 м.

Определяем напор в сепараторе

hс = , (5.8)

где Pс - избыточное давление в сепараторе

- плотность нефти

hс = = 47 м ст. жид.

Необходимый напор насоса в заданных условиях будет равен

Нн = 500 + 267 +105+8.5+47 = 922 м

Для получения дебита 210м3 сут и напора 827м наиболее подходит центробежный насос УЭЦНМ 5 - 200-800, с числом ступеней Z = 227.

3. Выбираем трехжильный кабель КРБП 3 х 16 сечением 16мм2 и толщиной 13,1 мм по таблице (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти).

Общая длина кабеля будет равна глубине спуска насоса L = 896м + расстояние от скважины до станции управления 60 м.

Определяем потери электроэнергии в кабеле длиной 100м

Pк = 3 I 2 * R * 10 -3 (5.9)

Pк = 1, 117 кВт

Потери электроэнергии по общей длине кабеля составят

1,117 = 10,67 кВт

Выбираем эл. двигатель.

Мощность двигателя определяем по формуле

Np = , (5.10)

где н = 0,5 - КПД насоса

Np = = 33,5 + 10,67 = 44.1кВт

Принимаем электродвигатель ПЭД - 35 - 123 мощностью 35 кВт диаметром 123мм и длиной 5549мм.

Вывод: В этой части дипломного проекта проведен анализ работы скважин, оборудованных ЭЦН. Рассмотрена эксплуатация осложненного фонда. Проведен расчет по подбору оборудования для скважин, оборудованных ЭЦН.

По сравнению с прошлым годом наблюдается снижение неэффективных ремонтов, аварий на скважинах оборудованных ЭЦН, выполнена программы оптимизации режимов работы скважин, что приводит к увеличению прироста добычи нефти. Но остаются ещё не до конца решённые вопросы в эксплуатации частоотключающихся, часторемонтируемых и горизонтальных скважин. Нарушения технологии эксплуатации и проведения ремонтов приводят к аварийным отказам и работе за пределами рекомендуемых режимов, что снижает эффективность работы скважин фонда УЭЦН.

Для повышения надежности и эффективности работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН, разработаны мероприятия по недопущению неэффективных ремонтов и аварий, даны рекомендации по работе с осложненным фондом.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Аннотация мероприятия и анализ научно-технического развития НГДУ “Федоровскнефть”

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

1. Внедрение УЭЦН высокой производительности на скважинах с высоким дебитом.

2.Повышение среднего дебита на новых скважинах за счет улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счет ГРП и за счет бурения горизонтальных скважин.

3. Повышение среднего дебита за счет совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надежности оборудования и межремонтного периода, оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с ПЗП, совершенствование работ по текущему и капитальному ремонту скважин.

4. Повышение эффективного использования разведочных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических ресурсов.

5. Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

В этой части дипломного проекта проводится экономическое обоснование целесообразности оптимизации УЭЦН на Федоровском месторождении. Поиск оптимальных условий эксплуатации скважин - одна из наиболее распространенных задач в добыче нефти.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы «скважина - установка» при наименьших затратах. Выполнение программы оптимизации режимов работы скважин ведет к увеличению прироста добычи нефти на месторождении, сокращению фонда ЧРФ, увеличению МРП.

6.2 Экономический эффект от внедрения УЭЦН

В предыдущей части дипломного проекта, на основе анализа применяемых на Федоровском месторождении ЭЦН, можно сделать вывод что эти ЭЦН являются одним из методов в решении проблем по увеличению добычи нефти.

В 2003 году произведено 466 оптимизаций скважин (при плане 320), из них на пласте АС5-8 270 скважин (58%), на пласте БС10 196 скважин (42%).

За счет оптимизации режима работы скважин в 2003 году дополнительная добыча нефти составила 441,650 тыс.т., при этом средний дебит увеличился с 255м3/сут, до 168,3м 3/сут. по жидкости и со 21,5 м3/сут. до 36,6 м3/сут. по нефти. Углубился динамический уровень с 326 до 585м.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что не смотря на рост обводненности добывающих скважин после внедрения ЭЦН увеличивается прирост добычи нефти.

6.3 Расчет экономического эффекта от оптимизации УЭЦН

Целью моего дипломного проекта является анализ работы ЭЦН на Федоровском месторождении, в экономической части проекта - расчет от проведения оптимизации (конкретно внедрение ЭЦНМ 5А - 400 - 1000) на 15 скважинах ЦДНГ-1 Федоровского месторождения. Это требует дополнительных затрат.

Поэтому главной задачей экономической части является анализ экономической эффективности мероприятия.

Научно-технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности .

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли валовой П + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

ПДН = П + А - К (6.1)

П = Вр - Зтек - А - Н, (6.2)

где Вр - прирост выручки от реализации

Вр = Qт*Ц (6.3)

П - валовая прибыль;

Зтек - затраты текущие;

Н - налоги;

Qт - прирост товарной продукции;

А - амортизационные отчисления;

Ц - цена

Ц = С/с + П + А + НДС, (6.4.)

где С/с - себестоимость продукции; П - прибыль;

НДС - налог на добавленную стоимость.

Прирост добычи:

Q= qn365Kэ, (6.5.)

где Q -добыча;

q - суточная добыча;

n - количество скважин;

Кэ - коэффициент эксплуатации.

1) Q=qn365Kэ (6.6.)

2) Q = q n365Kэ (6.7.)

3) Q = qn365 Kэ (6.8.)

Прирост товарной добычи:

Qт = QNс.н. , (6.9)

где Q - прирост добычи;

Nс.н. - процент, отчисляемый на собственные нужды от валовой добычи,%.

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

Зтек=Змер+Здоп.доб., (6.10)

где Змер - затраты на мероприятие;

Здоп.доб. - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

Змер = КNобсл., (6.11)

где К - капитальные вложения;

Nобсл. - затраты на ремонт и обслуживание скважин от их стоимости (в год),%.

Здоп.доб..=QтЗус.-пер., (6.12)

где Зус.-пер. -условно переменные затраты.

Зус.-пер.= с/сdус.-пер./100, (6.13)

где dус.-пер. - удельный вес условно переменных затрат, 41,5%.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

К = Косн.ср.n, (6.14)

где n - число единиц (скважин),

Косн.ср. - стоимость одного насоса.

Дополнительные амортизационные отчисления

А = КNа/100, (6.15)

где Nа - норма амортизации основных фондов или износа нематериальных активов, 6.7%.

Остаточная стоимость имущества:

Сост. = К - А, (6.16)

где К - капитальные вложения;

А - дополнительные амортизационные отчисления.

При расчете налогов (Н) необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество (Ним.) и налог на прибыль (Нпр.).

Ним.= СостNпр./100, (6.17)

где Nим.- ставка налога на имущество, % (равна 2% от остатачной стоимости).

Нпр. = ПNпр./100, (6.18)

где П - валовая прибыль;

Nпр. - налог на прибыль (равный 24%).

Расчет чистой прибыли ведется по формуле:

Пч = П- Нпр, (6.19)

где П - валовая прибыль;

Нпр - налог на прибыль, %.

Расчетный период определяется следующим образом:

1. Если мероприятие связано с приобретением и установкой оборудования (основных средств), расчетный период принимается равным сроку службы оборудования.

2. Если мероприятие связано с интенсификацией добычи нефти, расчетный период равен 6 годам.

3. Во всех остальных случаях расчетный период равен 3 годам плюс время, связанное с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования:

Для учета фактора времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

Кд = 1/(1 +r + J)n , (6.20)

где r - темп изменения ценности денег;

n - номер года, с начала инвестирования;

J - коэффициент инфляции, рассчитывается по индексу цен.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

НПДН = ПДН (6.21)

ПДН умножается на коэффициент дисконтирования соответствующего года и получается показатель, который называется дисконтированный поток денежной наличности.

ДПДН = ПДН Кд (6.22)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТС = ДПДН (6.23)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение предприятия.

При обосновании одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС имела знак (+). При обосновании нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

Внутренняя норма рентабельности - это такая норма дисконта, при которой ЧТС = 0.

Рассчитывается методом подбора. Она показывает тот предел, за которым применение данного проекта становится невыгодным.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток). Это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости может быть также определен расчетным путем:

Ток = То - (НПДНо/(НПДН1 - НПДН0)) (6.24)

где: Т0 - количество полных лет, в течение которых наблюдается отрица- тельный НПДН;

НПДН0 - последнее отрицательное значение накопленного потока, мил. руб.;

НПДН1 - первое положительное значение потока, млн. руб.

Коэффициент окупаемости капитала показывает, какой доход за расчетный период получается с 1 рубля капитальных вложений.

КОК=ЧТСпроекта/ЧТСинвестиций (6.25)

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости. Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры.

В 2004 году на Федоровском месторождении планируется внедрить 15 ЭЦНМ 5 - 400 - 1000. Расчетный период - 3 года.

Показатели 2004 г.

1).Число скважин, шт. 15

2).Средний дебит одной скважины, т/сут 15,1

3).Коэффициент эксплуатации 0,96

4).Стоимость ЭЦНМ 5 - 400 - 1000 ,тыс.руб. 476

5).Цена на нефть без учета акциза и НДС, руб. 1800

6).Себестоимость нефти, руб. 1002

7).Удельный вес условно-переменных затрат, % 41,5

Дополнительная добыча от оптимизации считается следующим образом:

ДQ2004 = 15 * 15,1 * 320 * 0,966 =70015,68 т;

Расчет НПДН и ЧТС за расчетный период

Расчет на 2003 год.

1).Выручка от реализации нефти:

Вр2004 = 70015,68 * 1800 = 126028,224тыс.руб.;

2).Капитальные затраты:

К = 476 * 15 = 7140 тыс.руб.;

3).Затраты текущие:

Зтек. = 1002*0,415*70015,68 = 21994,620тыс.руб.;

4).Амортизационные отчисления:

А =7140 * 0,067 = 478,380 тыс.руб.;

5).Остаточная стоимость:

Сост.2005 =7140 - 478,380 = 6661,620 тыс.руб.;

6).Налог на имущество:

Ним = 7140*0,02 = 142,800 тыс.руб.;

7) Прибыль от реализации:

Пр = 126028,224 - 29114,620 = 96913,604 тыс.руб

8).Налог на прибыль:

Нпр. = 96913,604 * 0,24 = 23259,7265 тыс.руб.;

9).Поток денежной наличности:

ПДН = 126028,224-29114,620-7140-142,8 - 23259,265= 6371,539 тыс.руб.;

10).Накопленный поток денежной наличности:

НПДН2005 = У ПДН = 66371,539 + 67392,665 = 133764,204 тыс..руб.;

11).Дисконтированный поток денежной наличности:

ДПДН =66371,539 * 0,7832 = 51982,189 тыс.руб.;

12).Чистая текущая стоимость:

ЧТС = 66371,539 * 0,7832 = 51982,189 тыс.руб.

13).Срок окупаемости:

Ток = 1 - (-7140/(66371,539- (-7140)) = 0,9 года;

Аналогично ведется расчет и на последующие годы. Результаты расчетов представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Расчет чистой текущей стоимости

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

15,1

12,2

10,4

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

1800

Себест. нефти

руб/тн

1002

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

70015,68

64190,0

54605,5

Выручка от реализ.

руб

126028224

115541991

98289828

Тек. затраты

руб

29114620

26692126

22706588

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

руб

7140000

6661620

6183240

Налог на имущество

руб

142800

133232,4

123664,8

Прибыль от реализации

руб

96913604

88849865

75583240

Налог на прибыль

руб

23259265

21323968

18139977

Поток денежн. наличн.

руб

66371539

67392665

57319597

НПДН

руб

66371539

133764204

191083801

Коэф. дисконт.

0,7832

0,6134

0,4804

ДПДН

руб

51982189

41338661

27536335

ЧТС

руб

51982189

82050963

91796658

На рис.6.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости по годам оптимизации.

Рисунок 6.1. График ПДН и ЧТС по годам

Оценка проекта

Анализируя данные расчетов и графика заметно, что затраты на оптимизацию уже в первый год, а также поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года после внедрения новых ЭЦН. Поток денежной наличности 2004 - 2006 годов составил 191083,801тыс.руб. На основании данной работы приходим к выводу, что мероприятие довольно сильно повлияло на основные показатели НГДУ. Дополнительная добыча достигается оптимизацией ЭЦН на Федоровском месторождении. Можно порекомендовать дальнейшую оптимизацию на скважинах Федоровского месторождения.

Расчет чувствительности проекта на риски

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными и рыночными факторами, то возникает необходимость проведения анализа чувствительности каждого варианта проекта.

Расчет чувствительности при оптимизации на Федоровском месторождении представлен в таблицах 6.2-6.9 и был проведен при следующих диапазонах изменения параметров:

· Изменение годовой добычи нефти (-30%; +10%);

· Изменение цены на нефть (-20%; +20%);

· Изменение текущих затрат (-10%; +10%);

· Изменение налогов (-10%; +10%).

Таблица 6.2

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при снижении объема годовой добычи нефти на -30%

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

10,57

8,54

7,28

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

1800

Себест. нефти

руб/тн

1002

Уд.вес усл-перем.затрат

%

41,5

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

49010,976

44933,0

38223,8

Выручка от реализ.

руб

88219757

80879394

68802880

Тек. затраты

руб

20380234

18684488

15894612

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

руб

7140000

6661620

6183240

Налог на имущество

руб

142800

133232,4

123664,8

Прибыль от реализации

руб

67839523

62194906

52908268

Налог на прибыль

руб

16281485

14926777

12697984

Поток денежн. наличн.

руб

44275237

47134896

40086619

НПДН

руб

44275237

91410133

131496752

Коэф. дисконтирования

0,7832

0,6134

0,4804

ДПДН

руб

34676366

28912545

19257612

ЧТС

руб

34676366

56070976

63171040

Таблица 6.3

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при увеличении объема годовой добычи нефти на +10%

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

16,61

13,42

11,44

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

1800

Себест. нефти

руб/тн

1002

Уд.вес усл-перем.затрат

%

41,5

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

77017,248

70609,0

60066,0

Выручка от реализ.

руб

138631046

127096190

108118811

Тек. затраты

руб

32026082

29361338

24977247

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

руб

7140000

6661620

6183240

Налог на имущество

руб

142800

133232,4

123664,8

Прибыль от реализации

руб

106604964

97734852

83141564

Налог на прибыль

руб

25585191

23456364

19953975

Поток денежн. наличн.

руб

73736973

74145255

63063923

НПДН

руб

73736973

147882228

210946151

Коэф. дисконтирования

0,7832

0,6134

0,4804

ДПДН

руб

57750797

45480699

30295909

ЧТС

руб

57750797

90710959

101338531

Таблица 6.4

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении цены на нефть на -20%

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

15,1

12,2

10,4

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

1440

Себест. нефти

руб/тн

1002

Уд.вес усл-перем.затрат

%

41,5

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

70015,68

64190,0

54605,5

Выручка от реализ.

руб

100822579

92433593

78631862

Тек. затраты

руб

29114620

26692126

22706588

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

руб

7140000

6661620

6183240

Налог на имущество

руб

142800

133232,4

123664,8

Прибыль от реализации

руб

71707959

65741467

55925274

Налог на прибыль

руб

17209910

15777952

13422066

Поток денежн. наличн.

руб

47215249

49830283

42379543

НПДН

руб

47215249

97045531

139425075

Коэф. дисконтирования

0,7832

0,6134

0,4804

ДПДН

руб

36978983

30565895

20359133

ЧТС

руб

36978983

59527729

66979806

Таблица 6.5

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении цены на нефть на +20%

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

15,1

12,2

10,4

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

2160

Себест. нефти

руб/тн

1002

Уд.вес усл-перем.затрат

%

41,5

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

70015,68

64190,0

54605,5

Выручка от реализ.

руб

151233869

138650389

117947794

Тек. затраты

руб

29114620

26692126

22706588

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

руб

7140000

6661620

6183240

Налог на имущество

руб

142800

133232,4

123664,8

Прибыль от реализации

руб

122119249

111958264

95241205

Налог на прибыль

руб

29308620

26869983

22857889

Поток денежн. наличн.

руб

85527829

84955048

72259651

НПДН

руб

85527829

170482877

242742528

Коэф. дисконтирования

0,7832

0,6134

0,4804

ДПДН

руб

66985396

52111426

34713536

ЧТС

руб

66985396

104574197

116613510

Таблица 6.6

Результаты расчетов экономической эффективности оптимизации при изменении текущих затрат на -10%

Год проведения

Ед.изм

2004

2005

2006

Число скважин

шт

15

15

15

Коэффициент экс.

0,966

0,961

0,959

Прирост добычи

т/сут

15,1

12,2

10,4

Стоим. насоса

руб

476000

Цена нефти

руб/тн

1800

Себест. нефти

руб/тн

1002

Уд.вес усл-перем.затрат

%

41,5

Кап.вложения

руб

7140000

Доп.добыча

тн

70015,68

64190,0

54605,5

Выручка от реализ.

руб

126028224

115541991

98289828

Тек. затраты

руб

26203158

24022913

20435930

Амортиз.отчисления

руб

478380

478380

478380

Остаточная стоимость

...

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