Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на месторождениях высоковязкой нефти. Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на мест. Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважинв таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
Глава 3 Технико-экономический анализ эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов на объектах высоковязкой нефти на проекте «____» .1 Выбор и обоснование опытного участка Для проведения закачки ПГС предпочтительны следующие геолого-физические и промысловые условия: в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах с пластовой температурой до 120оС; в нефтенасыщенных коллекторах с изменением диапазона проницаемости от 10 до 1500 мД; с минерализацией пластовой воды до 230 г/л; с обводненностью добывающих реагирующих скважин на участке применения технологии до 98 %. Необходимо ориентироваться на объемы обводненных нефтяных слоев. Если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то закачивать Ритин в нагнетательную скважину не надо. высокая приемистость нагнетательной скважины способствует воздействию на более удаленные зоны и на большую площадь пласта. Наземное оборудование скважины должно быть в технически исправном состоянии, не иметь пропусков и повреждений. Обязательными условиями при выборе скважин для проведения закачки реагентов являются: отсутствие заколонных перетоков, исправность эксплуатационной колонны. Технологическая эффективность обработок нагнетательных скважин ПГС «Ритин» тесно связана с правильным выбором объектов применения технологии и зависит от ряда факторов (например, тип залежи, температура пласта, минерализация нагнетаемой и пластовой воды, отборы и т.д). Как видим, число факторов, определяющих технологическую эффективность, велико. Оценить большинство из них возможно только после соответствующих расчетов и геолого-промыслового анализа. Для проведения метода был выбран опытный участок пласта БВ8, находящийся на Мыхпайской площади месторождения в районе КНС. Очаг №303 включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную скважину (рис.4.1).  Рисунок 4.1 - Схема размещения скважин на опытном участке .2 Порядок проведения закачки реагента в пласт Реагент «Ритин» представляет собой белый (допускается оттенок желтого цвета) мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал с размером частиц до 4 мм. Содержание влаги не более 10%. Реагент нетоксичен, невзрывоопасен, негорюч, при действии открытого огня обугливается. До начала закачки: до начала работ по закачке ПГС «Ритин» в скважины необходимо удостовериться в качестве данной партии материала путем выборочной проверки свойств небольшой части реагента на соответствие согласно ТУ и паспорта завода-изготовителя; определение приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой нагнетательной скважины по воде на 3-х режимах при давлении равном рабочему давлению закачки и +/- 10 атм. от рабочего давления закачки; определение суточной добычи жидкости (для фонда оборудованного ШГН снятие динамограмм), динамических уровней и обводненности реагирующих добывающих скважин в период не более 2-х недель до начала закачки; предусмотреть проведение комплекса ГИС (тех. состояние колонны, профиль приемистости) на нагнетательных скважинах. Во время закачки: режим работы насосного агрегата подбирается таким образом, чтобы закачка ПГС началась при давлении, равном рабочему давлению скважины. Режим меняется при достижении давления закачки предельной величины, равной 1,1 от рабочего давления скважины. При достижении давления закачки на 30% выше рабочего, необходимо провести продавку водой в объеме 25 м3, дальнейшие работы согласовать с НГДУ; в течение всего периода обработки ведется контроль закачанной жидкости по времени закачки и изменение давления нагнетания. Это позволит во время проведения обработки контролировать изменение приемистости нагнетательной скважины по раствору; После завершения закачки оторочки: в течение первых трех дней после обработки нагнетательной скважины ПГС ежедневно замерять суточный объем закачки и давление нагнетания, далее каждые три дня в течение первого месяца (в целях отслеживания динамики восстановления приемистости скважины) по СВУ; в течение первых двух недель после закачки предусмотреть проведение ГИС (профиль приемистости) на нагнетательных скважинах с целью контроля эффективности обработки. В течение года контролировать работу реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС. 4.3 Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт В систему приготовления и нагнетания полимерно-гелевой системы входит: 1 - загрузочная емкость; 2 - склад для сухого реагента; 3,4 - емкости для объемом по 25-50 м3 для хранения реагентов; 5,6 - циркуляционные насосы; 7,8 - фильтр грубой очистки, 9,10 - фильтр тонкой очистки; 11,12 - дозировочные насосы; 13 - счетчик; 14 - лаборатория (рисунок 4.1). Пласт, в который нагнетают раствор реагента, отделяют серийным пакером от других пластов, если они принимают воду. Нагнетание раствора реагента и пресной воды проводят при меньших расходах и давлениях, чем при закачивании сточной воды. Режим работы растворного узла круглосуточный. При этом объемы раствора и оторочек воды в одном цикле преимущественно берут равными между собой. Узел приготовления и нагнетания раствора реагентов монтируют вблизи КНС или очистных сооружений нефтесборных пунктов. Производительность растворного узла по нагнетаемому раствору или пресной воде составляет 200 м3/сут или более. Согласно схеме (рисунок 4.1) приготовление и нагнетание раствора проводят в следующей последовательности: в порожнюю подготовительную емкость набирают не более половины объема мягкой пресной воды; затем отмеряют мерной емкостью требуемые объемы реагентов и перекачивают их насосом. Заполняют емкость пресной водой до необходимого уровня, перемешивают насосом до однородного состояния; подготовленный в емкости рабочий раствор реагентов самотеком или насосом подают на прием насоса, которым нагнетают его в скважину через блок-гребенку; расход воды и раствора контролируют по уровню жидкости в емкостях и с помощью приборов учета жидкости типа "Турбоквант"; предусмотрено автоматическое отключение насосов 8-10 и 13 при достижении верхнего и нижнего пределов уровня жидкости в емкостях 3-5 и резком снижении давления нагнетания.  Рисунок 4.1 - Схема приготовления и закачки полимерно-гелевой системы .4 Методика расчета объема водного раствора «Ритин» для нагнетательной скважины на очаге №303 Объем необходимого раствора ПГС «Ритин» для каждой скважины зависит от величины начальных запасов, вводимых в разработку этой скважиной (величина запасов пропорциональна эффективной толщине продуктивного пласта, площади зоны воздействия, пористости, начальной нефтенасыщенности и т.д.). А также от степени промытости зоны, запасы которой введены в разработку (если процесс заводнения начался недавно, обводненных слоев еще нет, то и закачивать водный раствор «Ритина» в нагнетательную скважину нет необходимости). На основе экспериментальных лабораторных данных была установлена следующая формула целесообразной концентрации «Ритина» в закачиваемой пресной воде с=1-0,9*e-z в весовых %, z=  , (4.1)где q3 - производительность нагнетательной скважины;  - репрессии на нефтяные пласты;h - эффективной толщине пластов. Суточная закачка «Ритина» определяется по следующей формуле g=c*q3, (4.2) где с - концентрация «Ритина» в 1 м3 закачиваемой воды, кг/м3 G - количество сухого реагента «Ритин» для закачки в нагнетательную скважину; Количество сухого реагента «Ритин» для однократной закачки связано: суд - концентрацией «Ритина» в кг в 1 м3 закачиваемого раствора; фактической плотностью сетки скважин, то есть с SI - площадью нефтяных пластов в м2, приходящейся на одну скважину; hэф. - эффективной толщиной нефтяных пластов в м; βп, βн и kв - пористостью, нефтенасыщенностью и коэффициентом вытеснения нефти в долях единицы; (1-Y)- объемной долей обводненных нефтяных слоев; k - коэффициент определяющий долю площади прискважинной зоны, где сосредоточены основные фильтрационные сопротивления. Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используем подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. При этом была подобрана следующая довольно простая и вполне логичная приближенная формула объемной доли обводненных слоев (1-Y)={1-0,25*(V2)2}*A2, (4.3) где V2 - квадрат коэффициента вариации, А - текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды) в дебите жидкости окружающих добывающих скважин [21]. Квадрат коэффициента вариации - это показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов. Таким образом, общая закачка «Ритина» в нагнетательную скважину определяется по следующей формуле G=c* SI*h* βп*βн *kв*(1-Y)*0,01 (4.4) 4.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки в пласт на очаге №303 Для того чтобы закачать какой-то объем раствора в нагнетательную скважину, необходимо знать ее производительность q3=385 м3/сут, при репрессии на пласт 100 атм. и эффективной толщине пласта 11 м. z= = =0,183Тогда концентрация «Ритина» будет равна с=1-0,9*e-z=1-0.9*e-0,18=0,25 весовых % или 2,5 кг на 1 м3 воды Суточная закачка «Ритина» g=c*q3=962 кг/сут Площадь, приходящаяся на скважину, равна SI=21*104 м2, пористость βп,=0,22, начальная нефтенасыщенность нефтяных пластов равна βн =0,54, коэффициент вытеснения нефти водой kв=  =0,55.Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях  = =0,93 = =1,32 - вес воды, замещающей 1 т поверхностной нефти в пластовых условиях. С учетом этого получается коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды. = = =1,3Текущая обводненность добываемой жидкости по окружающим скважинам равна А2=0,7. При этом расчетная доля вытесняющего агента равнаА=  =0,64Объемная доля обводненных слоев (1-Y)={1-0,25*(V2)2}*A2=0,75*0,642=0,3 Общее количество «Ритина» для нагнетательной скважины G=c*SI*h*βп*βн*kв*(1-Y)*0,01=0,18*21*10-4*0,22*0,54*0,55*0,3*0,01= =905 кг Закачка этого количества Ритина будет осуществлена за время  сутПосле чего нагнетательная скважина примерно 1 сутки будет в технологических простое, а затем будет возобновлена закачка воды. Благодаря произведенной закачке Ритина в обводненные нефтяные слои в области нагнетательной скважины №303 происходит увеличение фильтрационного сопротивления в раз. Соответственно изменяется µ0 - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента и становится: µ0=  .На основе экспериментальных данных коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в области нагнетательной скважины можно принять равным 3. С учетом этого совершается переход от µ0=1,3 к µ0=  *1,32=0,63При этом происходит изменение весовой обводненности от А2=  до А2=  и изменение объемной обводненности от А1=  до А1=  При неизменных параметрах глубинных насосов окружающих добывающих скважин дебит нефти увеличивается как по объему, так и по весу в  раза.При постоянном суточном объеме закачки q=385 м3/сут. Прирост суточного дебита нефти составляет 7,4 т/сут; в пересчете на год с учетом коэффициента эксплуатации 0,6 прирост добычи нефти составит:7,4*365*0,6=1620 т/год. Но эта оценка эффективности закачки Ритина по начальному приросту дебита нефти является несколько завышенной, так как в течение года из-за отбора нефти произойдет естественное снижение дебита нефти, а также уменьшится действие Ритина - уменьшится величина - коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления по обводненным нефтяным слоям. На основе имеющихся экспериментальных данных закономерность изменения во времени t этого коэффициента можно представить следующей формулой: =1+2*е-0,003  =1+2*е-0,003*(365/1,81)=2,092По этой причине произойдет увеличение коэффициента µ0=0,63 до µ0=0,84 и увеличение объемной обводненности до А1=0,53. Соответственно увеличение дебита нефти составит 1,29 раза, а прирост дебита нефти 49,6*(1,29-1)=14,3 т/сут. С учетом естественного годового падения дебита нефти, например, 5% прирост дебита нефти составит 14,3*0,95=13,5 т/сут. Таким образом, среднегодовой прирост дебита равен  20,1 т/сут. Годовой прирост добычи составит 20,1*365*0,6=4412,8 т при закачке 0,905 т Ритина..6 Расчет технологической эффективности применения ПГС «Ритин» на очаге №303 Для определения технологической эффективности от проведения мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные методы расчета технологических показателей разработки базового варианта. Эти методы можно подразделить на две группы. К первой группе относятся методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов. Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа. Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные). К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью. Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения) [24]. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти. Для расчета технологической эффективности от применения полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики вытеснения: 1.  -метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В.  - Камбарова Г.С.  - Пирвердяна А.М.  - Казакова А.А.  - Максимова М.Игде Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных. Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам. Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости. Характеристики вытеснения использовались для более точного определения дополнительной добычи нефти. Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения (рис.4.6.1 - 4.6.5)      . Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В , А=2,1594, В=0,0035, R2=0,9932. Метод Камбарова Г.С , А=285,1, В=-78195, R2=0,996. Метод Пирвердяна А.М , А=334,4 В=-3929, R2=0,986. Метод Казакова А.А , А=1,7024 В=0,2094, R2=0,985. Метод Максимова М.И , А=-67,933 В=97,461 R2=0,986Был произведен расчет и был получен результат дополнительно добытой нефти (таблица 4.6.1). Таблица 4.6.1 Дополнительная добыча, полученная по характеристикам вытеснения
Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и фактическими значениями Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно 4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени, направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили: снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%; снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его; уменьшить долю воды в добываемой продукции; увеличить дебит по нефти; также получить дополнительно 114612 тонн нефти. .7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по аналитической методике В.Д. Лысенко Этот метод оценки фактической нефтеотдачи пластов базируется на применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений. Он применим по большим совокупностям скважин и по отдельным скважинам. Для применения метода требуется знать число пробуренных и введенных в действие скважин, их дебиты нефти и жидкости. Суть метода состоит в следующем: в целом для всей рассматриваемой совокупности скважин строят зависимости по годам дебита нефти от общего накопленного отбора нефти, а также текущего дебита жидкости от накопленного отбора жидкости. Затем полученные прямолинейные участки на полученных кривых экстраполируют и интерпретируют, они представлены на рисунках 4.7.1 - 4.7.2 Самое главное, что зависимость текущего дебита нефти от общего накопленного отбора нефти при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, при ее экстраполяции до оси абсцисс текущие, введенные в разработку, начальные извлекаемые запасы нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных отрезков установленной общей криволинейной зависимости. Очень важно, что такая зависимость позволяет заблаговременно увидеть текущие негативные результаты. Зависимость текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости позволяет увидеть динамику изменения численных значений текущего амплитудного дебита жидкости на пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых запасов жидкости. При этом амплитудный дебит жидкости может быть больше амплитудного дебита нефти на величину амплитудного дебита воды. При большой разнице в плотностях, в подвижности нефти и воды надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости, от весовых дебитов и отборов к расчетным, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде коэффициента различия [22]  Рисунок 4.7.1 Зависимость удельного расчетного дебита нефти от накопленного расчетного отбора нефти  Рисунок 4.7.2 Зависимость удельного расчетного дебита жидкости от накопленного расчетного отбора жидкости Проэкстраполировав прямолинейные участки до оси абсцисс, я получила следующие данные, представленные в таблице 4.7.1 Таблица 4.7.1 Результаты расчета по аналитической методике Лысенко В.Д.
Из графика видно, что после применения ПГС извлекаемые запасы увеличились с 710,5 до 830,8 тыс., что дало прирост 115,3 тыс.т нефти, попутно будет добыто 1461,6 тыс.тонн нефти, также уменьшился водонефтяной фактор. Выводы к главе 4 ) Внедрение полимерно-гелевого заводнения на Мыхпайском месторождении началось в 2000 году. По результатам геолого-промыслового анализа был выбран опытный участок №303 пласта БВ8 для закачки ПГС «Ритин», который включает 3 добывающих (скв.1268,1269,516) и одну (скв.303) нагнетательную скважину. ) Цель закачки водного раствора «Ритина» - направить его в уже обводненные слои и тем самым резко уменьшить холостую прокачку закачиваемой воды через эти слои; при этом уменьшить долю воды и увеличить долю нефти в дебите добывающих скважин; а при неизменной лроизводитель-ности глубинных насосов, спущенных в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти. ) Технология осуществляется путем закачки водного раствора «Ритин» в нагнетательную скважину, раствор готовится непосредственно на месторождении, при помощи агрегатов смешивается порошок с водой и насосами подается в скважину. ) Оценка технологической эффективности проводилась при помощи кривых вытеснения (по методу Камбарова, Пирвердяна, Казакова, Максимова, Назарова и Сипачева) и по методу Лысенко В.Д. Был подсчитан эффект от внедрения технологии ПГС «Ритин», он составил 4732,4 тонн дополнительной добытой нефти. По методу Лысенко в среднем прирост от закачки «Ритин» в одну нагнетательную скважину составит 4412 тонн в год. ) Был проведен расчет технологической эффективности по аналитической методике Лысенко В.Д., прирост извлекаемых запасов составил 115,3 тыс.т. Фактический прирост дополнительной нефти за счет проведения закачки ПГС «Ритин» составил 114612 тонн. 5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ «РИТИН» .1 Технико-экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз» Основная функция НГДУ«Нижневартовскнефтегаз» заключается в добыче, сборе и хранении нефти, а также в первичной подготовке для дальнейшей транспортировки потребителю. В настоящее время разрабатываемый НГДУ объект вступил в период падающей добычи, характеризующийся постоянно увеличивающейся обводнённостью продукции скважин, снижением темпов добычи нефти, продуктивности скважин. Всё это определило уровень основных технико-экономических показателей предприятия, приведённых в таблице 5.1.1 В связи с падением добычи нефти и усложняющимися условиями разработки только рациональное и экономическое расходование материально-технических ресурсов, повышение производительности труда, и, соответственно заработной платы, увеличение коэффициента эксплуатации и использования фонда скважин, увеличение срока службы основных производственных фондов, сокращение численности персонала, внедрение мероприятий, повышающих нефтеотдачу пласта - все это помогает сохранить рентабельнность НГДУ «Нижневартовскнефтегаз» в условиях рыночных отношений. В таблице 5.1.1 приведены основные технико-экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз». Для достижения проектных показателей по уровню добычи нефти и нефтеотдачи, на месторождениях постоянно проводятся мероприятия по усовершенствованию проектных систем, регулированию разработки и внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи. Наиболее эффективными и широко внедряемыми являются: Оптимизация плотности скважин Переход на другой горизонт после выработки базисного Увеличение продуктивности скважин воздействием на ПЗП Применение различных методов увеличения нефтеотдачи Усовершенствование проектных систем заводнения избирательным и очаговым. Таблица 5.1.1 Основные технико - экономические показатели НГДУ «Нижневартовскнефтегаз»
Осуществление этих мероприятий позволило, при меньшем количестве пробуренных проектных скважин и, соответственно, меньшем действующем фонде, на протяжении многих лет и в истекшем году перекрывать годовые проектные уровни добычи нефти, достичь и поддерживать относительно высокие темпы отбора нефти от текущих извлекаемых запасов, достичь высокой текущей нефтеотдачи. 5.2 Расчет экономического эффекта от проведения закачки ПГС «Ритин» на очаге №303 Мыхпайского месторождения. В 2000 году на очаге №303 начали закачку водного раствора ПГС «Ритин». Дополнительная добыча нефти представлена в таблице 5.2.1 Таблица 5.2.1 Дополнительная добыча нефти за счет проведения закачки ПГС «Ритин»
Всего было добыто 4732,4 тонн нефти за счет проведения МУН. Добыча нефти по всему месторождению составила 115 тыс.тонн нефти. Калькуляция себестоимости добычи нефти в 2000 году представлена в таблице 5.2.2 Таблица 5.2.2 Калькуляция себестоимости добычи нефти в 2000 году
Таблица 5.2.3 Статья затрат на обработку одной скважины раствором ПГС «Ритин»
При оценке эффективности мероприятий продолжительностью более одного года разновременные стоимостные показатели необходимо привести в сопоставимый вид. При сравнении проектов, начинающих в различные моменты времени, возможно, приведение к любому фиксированному году расчетного периода. Для приведения разновременных затрат и результатов к единому времени используется норма дисконта - Е, равная приемлемой для инвестора норме дохода на вкладываемые в мероприятие денежные средства. Технически приведение к единому моменту времени затрат и результатов, осуществляемых в году t, удобно производить путем их умножения на коэффициент дисконтирования, определяемый для постоянной нормы дисконта Е как  1. Расчет экономического эффекта 2000 год Стоимостная оценка результатов определяется по формуле Рмер = ∆Q*Ц =254,6*530=134938 руб. Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия рассчитывается по формуле Змер = Зобр*Nобр + Здоп Затраты на проведение одной обработки скважин Зобр определяется по формуле Зобр = Ззп + Зсоц + Змат + Зтр + Зобщ + Зцех Затраты на оплату работников, занятых в обработке, рассчитываются по следующей формуле Ззп=∑Сti*t*чi*Kп*Kр=(26,85*4*1*70*0,75)+(20,85*4*1*70*0,75)+ +(12,25*4*1*70*0,75)=12642 руб. Расходы на социальные нужды работников определяются Зсоц = n*ЗЗП /100 =36,5*12642/100 = 4500 руб. где n - ставка (36,5 %) единого социального налога, %. Материальные расходы рассчитываются следующим образом Змат = Vгеаг Среаг+ Vпв.Спв = 905*50+362*3,05=46354,1 руб. Расходы на эксплуатацию задействованного в обработке транспорта вычисляют по формуле Зтр = ∑Зэкспi*t*N=196,1*4*1+135,8*4*1+116,2*4*1=4671,2 руб. Цеховые (геофизические, общехозяйственные) расходы Зцех =m*Ззп/100 = 105,9*12642/100 = 13387,8 руб. Зобр = 12642+4500+46354,1+4671,2+13387,8 = 68167,3 руб. Здоп - эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле: Условно-переменные затраты на 1 т. нефти определяется за 1 год равно 230,8 руб/т Здоп = ΔQ*Зусл = 254,6*230,8 = 58623,2 руб. Змер =68167,3+58623,2=126790,5 руб. Экономический эффект равен  =( Рмер - Змер)α0 = (134938-126790,5)*1= 81475 руб.. Расчет экономического эффекта в 2001 год Коэффициент дисконтирования равен  Стоимостная оценка результатов определяется Рмер = ∆Q*Ц =1008,3 *530 = 534399 руб. Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле Здоп = ΔQ*Зусл = 230,8*1008,6 = 232784,8 руб. Экономический эффект за 2001 год.  =( Рмер - Змер)* =(534399-232784,8)*0,909=274167,3 руб.. Расчет экономического эффекта в 2002 году Коэффициент дисконтирования равен  Стоимостная оценка результатов определяется Рмер = ∆Q*Ц =3469,5*530 = 1838835 руб. Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются по формуле Здоп = ΔQ*Зусл = 3469,5*230,8 = 800760,6 руб. Экономический эффект за 2002:  =( Рмер - Змер)* =(1838835-800760,6)*0,826 = 857449,4 руб.Таблица 5.2.3 Результаты расчета годового экономического эффекта от закачки
ЧДД положителен, ИД>1 - проект эффективен. Вывод к главе 5 Основным показателем, определяющим экономическую эффективность применения. Положительное значение накопленного дисконтированного дохода свидетельствует об экономической целесообразности проведения данного мероприятия. Анализ применения ПГС «Ритин» на Мыхпайском месторождении, позволяет сделать вывод, что проведение промысловых закачек дает эффект, позволяет окупить понесенные затраты при стоимости одной обработки 68 тыс. руб. Из результатов расчетов видно, что доходов, полученных от реализации дополнительной нефти достаточно для возмещения затрат на проведение МУН в течение 1 года. Технология закачки водного раствора ПГС «Ритин» является одной из самых лучших методов повышения нефтеотдачи на Мыхпайском месторождении. Экономический эффект в среднем составит примерно 385 тыс.руб. на одной обработке. Применение данного метода в условиях данного месторождения является технологически и экономически выгодным. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||