Анализ текущего состояния разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторож-дения. Зиганшин Р.Ф.. Анализ текущего состояния разработки объекта юв12 Хохряковского месторождения

• Название: Анализ текущего состояния разработки объекта юв12 Хохряковского месторождения
• Анкор: Анализ текущего состояния разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторож-дения
• Дата: 13.06.2022
• Размер: 474 Kb.
• Имя файла: Зиганшин Р.Ф..doc
• Тип: Анализ; #588764
• страница: 6 из 6

2.2. Запасы нефти и газа

Ниже приведено сравнение пересчитанных балансовых запасов нефти, растворенного газа по состоянию на 1.06.91 г. с ранее подсчитанными и утвержденными в ГКЗ СССР (протокол 7697 от 29 сентября 1976 г.).

В первом подсчете запасы подсчитаны по категориям С₁ и С₂ по пласту ЮВ₁¹ и С₁ – по ЮВ₁².

По подсчету, сделанному в 1976 г., запасы по пласту ЮВ₁¹ составляли:

• 
  по категории С₁ – 19562 тыс.т;
  
• 
  по категории С₂ – 5744
  

По настоящему пересчету:

• 
  по категории В+С₁ – 7857 тыс.т (-11705 тыс.т, -59,8%);
  
• 
  по категории С₂ – 103 тыс.т (-5641 тыс.т., -98,2%).
  

Уменьшение запасов произошло за счет изменения в корреляции разреза залежи ЮВ₁. Произошло уточнение площади нефтеносности в целом по пласту ЮВ₁¹, она уменьшилась на 86958 т. м² (-67%).

Увеличение запасов произошло за счет увеличения площади нефтеносности (+394т.м², +0,3%), увеличение средней нефте-насыщенной толщины на 3,13 м (+20,4%), которое обусловлено включением в подсчет запасов пласта ЮВ₁³ и изменением корреляции разреза между ЮВ₁¹ и ЮВ₁².

Уточнились параметры нефти.

В подсчет запасов включен новый пласт ЮВ_2, нефтеносность которого выявлена после утверждения в ГКЗ СССР. В целом по месторождению начальные балансовые запасы нефти увеличились на 21872 тыс.т. или на 13,5%.4.

2.3. Фонд скважин.

В 1995 году предусматривалось возобновить бурение скважин на месторождении, пробурить до конца 1998 года 270,4 тыс. м. эксплуатационного бурения и ввести в эксплуатацию 104 добывающие скважины. Фактически до 1997 года бурение скважин на месторождении не велось, соответственно не было произведено наращивания фонда скважин, что предусматривалось проектом. Лишь в 1998 году возобновилось эксплуатационное бурение. На начало 2000 года было пробурено 205,6 тыс. м. эксплуатационного бурения и введены в эксплуатацию 62 добывающие скважины.

Фонд добывающих скважин Хохряковского месторождения на 1.01.2000г. составил 542 скважины (Таблица 3.2.), в т.ч. эксплуатационный фонд – 495 скважин, в то время как проектом предусматривалась 541 скважина. Действующий фонд месторождения составил 415 скважин, в бездействии находится 79 скважин и в освоении – 1. Структура эксплуатационного фонда представлена ниже (рис.3.1.)

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

3.1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие».

ОАО «ННП» является структурным подразделением ОАО «Тюменская Нефтяная Компания», в которой находится контрольный пакет акций.

Нефтегазодобывающее предприятие занимается добычей нефти и газа, а так же внутри промысловым сбором и транспортом нефти и газа.

По состоянию на 01.01.2000г. на балансе НГДУ числятся 7 месторождений. В разработке находится 6 месторождений, 1 в доразведке. В течение последних лет удалось переломить негативную тенденцию падения добычи и, начиная с 1996 года постоянно наращивать её объём.

Начиная с 1995 года, были приняты стандартизированные формы бизнес-планирования, основывающиеся на управлении издержками производства в рамках доходности продажи нефти и обеспечения положительного потока наличности для выполнения объемных показателей по году (добыча нефти, капитальные вложения).

Большое внимание уделяется ценовой политике, которая базируется на постоянном контроле соответствия стоимости приобретаемых услуг и материальных ресурсов с доходами от продажи нефти.

Организационная структура НГДУ является бюрократически-функциональной структурой с высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, с формальным порядком согласования решений.

3.2. Анализ динамики технико-экономических показателей.

Динамика технико-экономических показателей НГДУ представлена в таблице 15.

Анализируя ТЭП за 1996 - 2000 гг. по НГДУ (см. таблицу 15) можно сделать следующие выводы: добыча нефти за последние два года увеличилась за счет ввода новых нефтяных скважин, проведения ГРП, кислотные обработки скважин и за счет увеличения действующего фонда нефтяных скважин. Этому способствовало привлечение кредита ЭКСИМбанка (США) на закупку оборудования и кредита ЕБРР под бурение уплотняющей сетки Хохряковского месторождения.

Выручка от реализации нефти и газа имеет также тенденцию к увеличению т.к. увеличивается добыча нефти.
Обоснование дополнительной добычи нефти

Чтобы правильно оценить экономическую эффективность данного мероприятия, необходимо как можно точнее определить дополнительную добычу нефти за счет гидравлического разрыва пласта. Для этого можно воспользоваться следующим методом расчета.

Для одной скважины максимальный прирост добычи нефти составит:
(6.1)

где:

- максимальный прирост добычи нефти после ГРП, т/сут;

- максимальный дебит скважины по нефти после ГРП, т/сут;

- дебит скважины по нефти до ГРП.


Из опыта ГРП на объекте БВ₁₀ технологический эффект длится в среднем 2 года, но при этом необходимо учитывать коэффициент падения добычи . Этот коэффициент изменяется в зависимости от времени прошедшего после проведения ГРП, на первом году, когда снижение дебитов скважин незначительное, он составляет 0,8, на втором году, при значительном падении дебитов, особенно в конце года - 0,2.

С учетом этих данных определим прирост добычи нефти каждой скважины по годам:
, (6.2)
где:

- прирост добычи нефти на первом году после ГРП, тонны;

- время работы скважины в данном году,( =300 сут);
, (6.3)
- прирост добычи нефти на втором году после ГРП, тонны.

Суммарный годовой прирост добычи нефти:

, (6.4)
- годовой прирост нефти в расчетном году, тонны;

- количество скважин дающих прирост нефти в расчетном году;

- прирост добычи нефти одной скважины в расчетном году, тонны.

Исходные данные и результаты расчетов дополнительной добычи нефти по скважинам на которых было и будет произведено мероприятие ГРП сведены в таблицу 6.1.


Расчет эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта.
1. Определение прироста выручки:
, (6.5)

где

- дополнительная добыча нефти за счет проведенного мероприятия в расчетном году, определенная по методике приведенной в предыдущем разделе 6.1.

- цена нефти по данным ОАО «ННП» (на 1.04.96 составила 330 тыс.руб/т).
2. Обоснование затрат:

В данном случае капитальные затраты отсутствуют, так как ОАО «ННП» не приобретала оборудования и не поводила научно-исследовательские работы связанные с мероприятием. Для проведения гидравлического разрыва пласта ОАО «ННП» нанимает специальную организацию которая за определенную плату производит все работы связанные с ГРП, а именно - это СП "Самотлор Сервисиз", при цене одного гидравлического разрыва пласта (включая спуско-подъемные операции) 1,54 миллиарда рублей. Тогда общие затраты на мероприятие будут определятся условно-переменными затратами и стоимостью ГРП, т. е.:
, (6.6)

где

- условно-переменные затраты (42% от себестоимости), тыс.руб/т;

- цена одного ГРП ( 1540000 тыс.руб/скв);

- количество обработанных скважин в расчетном году.
3. Прирост прибыли от реализации:

, (6.7)
4. Налог на прибыль (на дату этого дипломного проекта составляет 35%):
, (6.8)
5. Поток денежной наличности рассчитывается как:
, (6.9)
6. Накопленный поток денежной наличности:
, (6.10)

где

- первый расчетный год проведения мероприятия;

- последний расчетный год.
7. Определение коэффициента дисконтирования:
, (6.11)
- ставка дисконтфонда (0,1):

- расчетный год (год предшествующий технологическому эффекту).
8. Дисконтированный поток денежной наличности:
, (6.12)

9. Чистая текущая стоимость:
ЧТС = ДПДН_t+ ДПДН_t+1+ ...+ДПДН_t+n, (6.13)

Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП».

Таблица 15.

Измененные показатели	ЧТС + -
налоги	288,5	303,2
кап. затраты	285	306,7
цена 1т. нефти	331,1	260,5
цена мероприятия	284,1	307,5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Хохряковское месторождение открыто в 1972 году и находится в зоне
активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры. В
непосредственной близости от него расположены Ершовое и Пермяковское
месторождения.
В разрезе месторождения выявлены залежи углеводородного сырья в
пластах горизонта ЮВ наунакской свиты и ЮВ тюменской свиты.
Основные запасы нефти сосредоточены в пласте ЮВ 2 (85.7 % от всех
1 запасов месторождения).
В промышленную эксплуатацию месторождение было введено в 1985
году.
В 2021 году произведена переоценка балансовых запасов нефти и
яковского месторождения. Результаты утверждены Государственной
комиссией по запасам (протокол №816-ДСП от 21.03.2003 г.).
Для дальнейшей эксплуатации данного месторождения требуется
новый проектный документ, который бы учел все изменения запасов на
Хохряковском месторождении.
На основании геологической модели месторождения, представленной
при подсчете запасов 2021 года и прошедшей апробацию в ГКЗ, составлены
трехмерные геологические и гидродинамические модели рассматриваемых
пластов. Были проведены гидродинамические, технологические и
экономические расчеты по обоснованию выделения объектов разработки,
системы размещения скважин, способу воздействия на пласты.
В результате проведенной работы предлагается все пласты объединить
в один самостоятельный объект разработки ЮВ с единым фондом скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.

1. 
   Отчет о разведке и разработке Хохряковского месторождения. СибНИИНП, 1991г.
   
2. 
   Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ЛТТНД ЦНИПР, 2000г.
   
3. 
   Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.
   
4. 
   Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».
   
5. 
   Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М. Недра, 1974г.
   
6. 
   Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. –1992г.
   
7. 
   Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 1999г.
   
8. 
   Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.
   
9. 
   ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.
   
10. 
    СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.