Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных бо. Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта в горизонтальных стволах скважин Карсовайского месторождения

• Название: Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта в горизонтальных стволах скважин Карсовайского месторождения
• Анкор: Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных большеобъемных соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта
• Дата: 12.10.2022
• Размер: 3.75 Mb.
• Имя файла: Интенсификация добычи нефти за счет проведения поинтервальных бо.doc
• Тип: Документы; #729509
• страница: 14 из 21

Выводы по разделу

Всего на месторождении пробурено 79 скважин, из них 69 числятся в добывающем фонде скважин, девять в нагнетательном фонде и одна скважина 385Р в консервации.

В 2010 и 2011 г.г. фактические уровни добычи нефти ниже проектных на 7,2 % и 3,7 %, что связанно с меньшим количеством дней работы новых скважин и меньшей добычей нефти из них. Так же стоит отметить, рост обводнения в описываемый период, связанный с увеличением обводненности по переходящему фонду, в среднем до 20 % и вводом 3 высоко-обводненных, продуктивных скважин, за счет чего среднегодовая обводненность продукции увеличилась до 48,5 %. Рост обводнения по новым скважинам в основном связан с более сложным геологическим строением (с высокой расчлененностью залежей нефти и непосредственной близостью водоносных пропластков).

За 2011 год по месторождению добыто 174,1 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 1,38 %), 286,7 тыс. т жидкости, в пласты закачано 104,9 тыс. м3 воды.

В 2011 году:

– действующий фонд добывающих скважин выше проектного на 2 % (1 скважина);

– действующий фонд нагнетательных скважин на одну меньше проектного;

– дебит нефти на 10 % ниже проектного уровня, за счет большего падения скважин по добыче нефти, связанного с ростом обводнения и падением пластового давления;

– как и в предыдущем году отмечается значительный рост обводнения скважин нового и переходящего фонда скважин;

– добыча нефти за год на 5 % ниже проектной, за счет большого падения скважин по добыче жидкости и увеличения обводненности;

– уровни закачки агента вытеснения на 23 % ниже проектных. Стоит отметить, что на месторождении имеется ограничение по закачке воды и поддержанию пластового давления. Для нужд системы ППД используется подтоварная вода, уровни добычи которой, на уровне с объемами закачки ее в пласт.

Таким образом, можно констатировать, что проектные уровни показателей разработки верейско-башкирского объекта за последние пять лет в целом выполняются, а уровни добычи нефти поддерживаются в основном за счет ввода новых добывающих и нагнетательных скважин.

Изменение кострукции двух проектных наклонно-направленных скажин на ГС и освоение из при помощи ПБОПЗ, дает общий прирост нефти 78206 тонн за 15 лет эксплуатации.

Сопоставляя полученные технологические показатели, достигнутые в результате бурения ГС и проведения в них ПБОПЗ на скважинах №187 и №188, с утвержденным вариантом, можно сказать, что по сравнению с наклонно-направленными скважинами, ГС с ПБОПЗ дают:

- в 5 раза большую добычу нефти;

- повышение коэффициентов охвата и конечного извлечения нефти;

- более равномерную выработку запасов.

3.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1.Определение экономической эффективности при проведении ПБСКО в ГС на Карсовайском месторождении.

Повышение нефтеотдачи с применением ГС и освоением при помощи ПБОПЗ на сегодняшний день один из самых эффективных методов увеличения дебитов скважин и увеличения добычи нефти месторождений с трудно извлекаемыми запасами.

Главными принципами определения эффективности являются:

• 
  рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла;
  
• 
  моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта;
  
• 
  учет фактора времени.
  

В соответствии с РД 153-39-007-96 и темой дипломного проекта показателями для экономической эффективности проектируемого решения являются:

• 
  прибыль от реализации;
  
• 
  период окупаемости вложенных средств;
  
• 
  эксплуатационные затраты.
  

Прибыль от реализации продукции – это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

;		(3)
где	Bt – выручка от реализации продукции в t-м году, руб.;
	Эt – эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году, руб.;
	Ht – сумма налогов, руб.;
	Т – расчетный период оценки деятельности предприятия;
	Пt – прибыль от реализации в t-м году, руб.;
	Ен – норматив дисконтирования, доли ед.;
	t, tp – соответственно текущий и расчетный год.

Период окупаемости вложенных средств – продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. То есть это отрезок времени, по истечении которого дисконтированный денежный поток становится и в дальнейшем остается положительным. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

;		(4)
где	Пок - период возврата вложенных средств, годы;
	Пt – прибыль от реализации в t-м году, руб.;
	At – амортизационные отчисления в t-м году, руб.;
	Кt – капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году (по теме дипломного проекта в капитальный ремонт методом бурения БГС), руб.;
	Ен – норматив дисконтирования, доли ед.;
	t, tp – соответственно текущий и расчетный год.

Эксплуатационные затраты рассчитаны по следующим статьям:

• 
  обслуживание боковых горизонтальных стволов добывающих скважин;
  
• 
  сбор и транспорт нефти;
  
• 
  технологическая подготовка нефти;
  
• 
  энергетические затраты (подъём жидкости из пласта);
  
• 
  амортизация скважин.
  

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии, ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию, исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10-20%.

Расчет эксплуатационных затрат производится следующим образом:

Энергетические затраты на подъем жидкости из скважины:

;		(5)
где	Qж– добыча жидкости в текущем году, тыс.т;
	тэнерг – удельные энергетические затраты на подъем жидкости, руб./т.

Затраты на сбор и транспорт продукции:

;		(6)
где	тсб – удельные энергетические затраты на сбор и транспортировку жидкости, руб./т.

Затраты на подготовку нефти:

;		(7)
где	тподг – удельные энергетические затраты на подготовку жидкости, руб./т.

Всего эксплуатационных затрат:

;

(8)

Выручка от реализации продукции без НДС:

;

(9)

где	Цн – соответственно цена реализации нефти в t-м году;
	Qн – соответственно добыча нефти в t-м году.

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:

;

(10)

Чистая прибыль:

;

(11)

где	Н – налог на прибыль.

Экономическая оценка проектируемого решения производится на основании РД 153-39-007-96.