методы увеличения нефтеотдачи. повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами теоретический обзор
 Скачать 2.1 Mb.
|
Таблица 1. Планируемые объемы внедрения технологии и проведения ГТМ по проекту на Советском и Западно-Полуденном месторождениях
Примечание: Курсивом выделены мероприятия по нагнетательным скважинам. Горизонт расчета инвестиционного Проекта формально ограничен 18 месяцами (исходя из опыта применения рекомендуемых технологий, и с учетом коэффициента риска), но продолжительность технологического эффекта от внедрения ГТМ может быть большей. Закупка реагентов и их доставка к месту проведения работ планируются в январе – августе 2000 г. Период внедрения ГТМ в соответствии с графиком Проекта, составит 10 календарных месяцев, в том числе по видам работ: капитальный ремонт скважин (подготовка скважин под закачку БГС и ПГС) выполняется в течение 4 месяцев, начиная с января 2000 г.; индикаторные исследования выполняются на 2-х скважинах в феврале и апреле месяце; гидродинамические исследования выполняются по ходу проведения обработок скважин; закачка БГС выполняется за 2 календарных месяца, ПГС – за 7 месяцев, КРС добывающих скважин проводится в течение 10 месяцев начиная с января 2000 г. Технологический эффект от проводимых работ, в соответствии с организационным планом будет получен со 1-го месяца внедрения (500 т/мес.), при условии выполнения работ в соответствии с графиком. Максимальное значение технологического эффекта по проекту будет достигнуто в октябре 2000 года (6.3 тыс.т/мес.). График проведения мероприятий представлен в прил. 1. Мероприятия, необходимые для реализации проекта: Организация поставки реагентов; Мониторинг разработки участков воздействия, определение очередности обработок, включая контроль структуры фонда скважин, динамики обводнения и выработки запасов; Научно-техническое сопровождение. Включает в себя геолого-технологическое и экономическое обоснования, а также необходимые физико-химические исследования реагентов и композиций; Расчет базовых уровней добычи по участкам воздействия и группам скважин; Капитальный ремонт нагнетательных скважин; Капитальный ремонт добывающих скважин; Смена арматуры, задвижек, НКТ; Закачка реагентов и композиций; Индикаторные исследования до и после закачки композиции БГС; Геофизические исследования; Приобретение спецтехники; Реконструкция трубопровода; Расчет дополнительной добычи нефти; Расчет экономической эффективности проекта. Бюджетные показатели предлагаемого проекта: Расходная часть бюджета проекта составляет 58914.23 тыс. руб. Дополнительная добыча нефти 113,1 тыс. т Накопленная дисконтированная дополнительная чистая прибыль (NPV) составит 57569,6 тыс. руб. Срок окупаемости 8 месяцев. Бюджет проекта составлен на основании следующих условий: источником инвестиций являются инвестиционные средства Компании; выделение средств производится в соответствии с графиком финансирования проекта (Приложения 2); Возврат кредита начинается по мере получения положительных значений чистой прибыли; курс 1USD = 32 рубля расчетный период составляет 18 месяцев; мероприятия, направленные на увеличение добычи нефти и конечного коэффициента нефтеотдачи на месторождениях НГДУ «Стрежевойнефть» выполняются подрядчиком по калькуляциям, согласованным с НГДУ (в Приложениях 3, 4 приводится калькуляция затрат на закачку БГС и ПГС «Темпоскрин» соответственно); расчет эксплуатационных затрат на добычу дополнительной нефти за счет внедрения МУН осуществлялся на основе калькуляции затрат по НГДУ с разбивкой на условно-переменные и условно-постоянные затраты. Расчетный объем закачиваемого раствора БГС на 1 нагнетательную скважину составляет 3000 м3 (концентрация ПАА – 0,12%, конц. сшивателя ХКК – 0.02%). Стоимость закачки 1 м3 раствора БГС составляет 92,1 руб./т. Расчетный объем закачки ПГС «Темпоскрин» составляет 200 м3 на скважину с расходом 1 т товарной формы реагента. Доходная часть бюджета проекта формируется за счет поступлений от реализации дополнительно добытой нефти от внедрения мероприятий. Потребность в кредите составляет 21226,8 тыс. руб. Инвестиции необходимы для выполнения работ на начальном этапе проекта, до тех пор, пока текущие затраты не будут покрываться поступлениями от реализации дополнительной нефти. Доход от реализации дополнительно добытой нефти по установленной цене (1700 тыс. руб./т с НДС и акцизом) составит 147147,6 тыс. руб. Поступления от проекта распределятся следующим образом:
Всего налоги и отчисления составят 112528,8 тыс.руб. Расчет экономической эффективности выполнен на основании исходных данных, приведенных в табл. 2. Таблица 2. Исходные данные для расчета экономических показателей по Проекту
На основе экономического анализа организационного проекта были получены следующие результаты (рис.8):  Рис. 8. Динамика NPV и чистой прибыли общая потребность в кредите составила 21216,8 тыс. руб.; полученный чистый дисконтированный доход (NPV) от внедрения ГТМ при годовой ставке дисконтирования 10 % составит 57569,6 тыс. руб.; внутренняя норма доходности (IRR) составит 655,8 %; срок окупаемости проекта – 8 месяцев с момента начала работ; чистая суммарная прибыль предприятия составит 61466,5 тыс. руб; сумма налогов и отчислений составит 112528,8 тыс. руб. Результаты экономического расчета представлены в табл. 5. Таблица 5.Основные технико-экономические показатели Проекта
|