При. курсовой проект Вайтиев Е.В. 2. 1. геологический раздел 4

• Название: 1. геологический раздел 4
• Дата: 04.05.2023
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: курсовой проект Вайтиев Е.В. 2.docx
• Тип: Литература; #1108080
• страница: 6 из 6

3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения.

Цель данного раздела состоит в увеличении нефтеотдачи с провидением мероприятия по закачке ББС на Арланском месторождении. В технологической части данное мероприятие оказалось наиболее эффективным.

Критериальными показателями экономической эффективности мероприятия следующие:

- дополнительная добыча жидкости и нефти;

- налоги;

- эксплуатационные затраты;

- выручка от реализации;

- прибыль от реализации;

- экономический эффект;

- доход государства.

Система налогообложения предприятий, реализовывающих разработку нефтяных месторождений на территории РФ, в соответствии с действующим налоговым законодательством.

В состав эксплуатационных затрат введены затраты на проведение выравнивание профиля приемистости скважин.

Спрогнозированный технологический эффект дополнительной добычи нефти от ББС на скважинах 133, 118 и 956 является основой для расчета экономической эффективности.

Срок действия данных мероприятий составляет 6 кварталов.

Таблица 11 - Прирост добычи нефти после ББС

Кварталы	Добыча нефти, тонн
1	1836
2	1645
3	1450
4	1290
5	1100
6	981
Сумма	8302

Таблица 12 - Смета затрат на проведение ГТМ

№ п/п	Наименование операции	Ед. изм	Норма времени	Стоимость, бригад/час	Итого, тыс. руб
1	Переезд на скважину	км	35	5000	175
2	Глушение скважины	час	4	5000	20
3	ПР к ремонту скважины	час	21	4500	94,5
4	Подъем ГНО	час	13	4500	58,5
5	СПО шаблона с промывкой на НКТ	шт	25	4500	112,5
6	Геофизические исследования	час	11	7500	82,5
7	Присоединение отклонителя к НКТ и спуск на необходимую глубину	час	10	5000	50
8	Ориентирование отклонителя (при необходимости)	час	1	5000	5
9	Монтаж гибкого НКТ и стояка (гусака)	час	3	4500	13,5
10	Спуск фреза и фрезеровка отверстия в колонне	час	5	410000	2050
11	Спуск в скважину компоновки с гидромониторной насадкой присоединенной к гибкому шлангу и гибкому НКТ	час	6	5000	30
12	Бурение ствола	час	3	410000	1230
13	Демонтаж оборудования	час	20	5000	100
14	ПЗР перед свабом	час	3	4500	13,5
15	Свабирование	час	33	9500	323
16	Глушение скважины	час	4	5000	20
17	Спуск ГНО	час	10	4500	45
18	Заключительные работы после ремонта	час	17	4500	76,5
Итого					4500

Стоимость работ по ББС на одной скважине составляет 4500 тыс.руб.

3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Согласно условиям расчета, эксплуатационные затраты составляют 60% от всех производственных затрат. Себестоимость нефти на первый квартал 2021 года составляет около $115 за баррель. Следовательно, себестоимость нефти составляет 7258 руб.

3.3 Расчет экономических показателей

Выручка от реализации:

)

где, Ц_н, - цена реализации нефти, руб.; ΔQ_н, - дополнительная добыча нефти, т.



Налог на добычу полезных ископаемых:

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – это обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с пользователей недр при добыче (извлечении) полезных ископаемых из недр (отходов, потерь).



К_ц – коэффициент цены; Кв - коэффициент выработанности конкретного участка недр, Кв=0,8.

руб.
Налог на добычу полезных ископаемых на весь объем добываемой нефти:



Прибыль от реализации:

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:

где B – выручка от реализации продукции, руб.; Э – эксплуатационные затраты, руб.; Н_ндпи – налог на добычу полезных ископаемых


Налог на прибыль – 20%:


Чистая прибыль предприятия:



Доход государства:

Таблица 13 Экономическая эффективность проведения мероприятия закачки ББс

№	Показатели	Ед. изм.	Значение
1	Дополнительная добыча нефти	т.	1836
2	Выручка	руб.
3	Затраты на мероприятие	руб.	4500 тыс
4	Чистая прибыль	руб.
5	Доход государства	руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В работе выполнен анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения на 01.01.2017г.

Анализ показал, что добыча нефти и жидкости в 2016 г. составляет 330,6 тыс.т и 405,1 тыс т, что ниже проектного уровня на 9,4 и 2,1 % соответственно. Это объясняется меньшей продуктивностью скважин по нефти (9,1 %) и жидкости (3,1 %), средний дебит одной скважины по нефти – 29 т/сут., средний дебит одной скважины по жидкости – 35,6 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции выше проектной (проект – 13,2%, факт – 18,4%).Добыча нефти с начала разработки - 2975,4 тыс т, добыча жидкости с начала разработки - 3170 тыс т, остаточные извлекаемые запасы - 3984 тыс.т, степень выработки от НИЗ - 42,8 %, темп отбора от НИЗ – 4,8 %. Прогнозный КИН составляет 0,222 д.ед. при проектном 0,194 д.ед.

Годовая закачка в 2016г. составила 593,9 тыс. м³, что выше проектной на 4,4 % за счет большего действующего фонда нагнетательных скважин (на 1 ед.). Закачка рабочего агента с начала разработки – 3528,6 тыс. м^3. Накопленная компенсация отборов жидкости в 2016 г. – 81,9%, что ниже проектной на 2 %.

Текущее средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2016г. равно 17,1 МПа, за период отборов снизилось на 4,0 МПа или 19% (начальное 21,1 МПа).

Фонд добывающих скважин – 33, фонд нагнетательных скважин – 9.

Проведенный анализ разработки бобриковского объекта показал :

- в зонах отбора отмечается рост пластового давления;

- подтверждено наличие гидродинамической связи между бобриковским и радаевским объектами;

- отмечается неравномерная выработка запасов по площади (южный участок залежи с запасами не охвачен разработкой) и по разрезу.

На основе анализа ГТМ было установлено, что одним из наиболее эффективных методов ПНП по продолжительности эффекта и дополнительной добыче является бурение боковых стволов. Также нашли затраты на добычу дополнительную добычу нефти. Выручка составила , Затраты на мероприятие 4500 тыс, Чистая прибыль . Налогообложения за дополнительную добычу нефти составило

В ходе выполнения данного проекта были выделены участки с самыми большими остаточными извлекаемыми запасами нефти и дана рекомендация по переводу двух скважин, находящихся в этих участках, на второй ствол. Так же была произведена оценка продолжительности эффекта по скважине-аналогу, нахождение теоретической зависимости, наиболее точно повторяющей реальное распределение дебита нефти во времени.

Данный вид ГТМ является основным методом для стабилизации и увеличения добычи.

Прибыль, полученная от выполнения предложенных мероприятий в сочетании с малым сроком окупаемости, позволяет считать предложения по оптимизации работы скважин рентабельными.

Литература

1. 
   Амелин И.Л., Сургучёв М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. - М.: Недра, 1994. - 308 с.
   
2. 
   Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000.-414с.
   
3. 
   Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для ВУЗов.-М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.
   
4. 
   Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Постановление Госгортехнадзора России от 05.06.03 г. №56.
   
5. 
   Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для ВУЗов, М.: Недра, 1983, 510 с.
   
6. 
   Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей. Утв. Постановлением Госгортехнадзора России 04.02.2002 г. № 8, зарегистрированы Минюстом РФ 26.02.2002 г. №3272
   
7. 
   Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94. М., 1994.
   
8. 
   Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.-447 с.
   
9. 
   Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
   
10. 
    Гиматудинов Ш.К Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.