Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения. Томский политехнический университет

• Название: Томский политехнический университет
• Анкор: Анализ эффективности ГТМ Урманского месторождения
• Дата: 25.06.2022
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: TPU411635.docx
• Тип: Анализ; #614708
• страница: 19 из 29

Расчет экономической эффективности ГРП

На Урманском месторождении, с целью увеличения КИНа и улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта и характеристик призабойной зоны, предлагается провести гидравлический разрыв пласта на 4 скважинах. Дебит скважин колеблется от 5 до 8 т/сут. Продолжительность эффекта приблизетельно равна трем годам, с 2012 по 2014 год, если учитывать то что скважины в 2012 году, после проведения ГТМ будут в работе еще 290 суток. Среднегодовой темп уменьшения эффективности от ГРП равен 15%. Коэффициент эксплуатации скважин, за 2012 год составил 0,97. Опираясь на оценку капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат, в 2012 году, предприятие реализовывало нефть по цене 23400 руб./т. Налог на прибыль составляет 20% [4]. Ежегодные потери на обводненность по выбраным для ГРП скважинам,
составляет 519,6 т/год. Условно-переменные затраты в себестоимости одной тонны нефти составили 782,14 руб./т. Расчетный прирост дополнительной добычи на одной скважине за первый год, после проведения ГРП составил 34,7 т/сут.
Все работы были произведены компанией «Шлюмберже» на основе накопленного опыта, применимого для данного месторождения. Стоимость одного ГРП проводимого компанией равна 3 133 015 рубля.

Проведем экономическое обоснование проведения ГРП на этих скважинах.

Для начала определим дополнительную добычу нефти. Она находится по формулам.

Q q_н N К_эТ (6.1)

где q_н– расчетный прирост дебита нефти одной скважины, т/сут;

N– количество скважин, скв.;

K_э– коэффициент эксплуатации скважины, д.ед.;

T– число суток работы скважины в году после проведения ГРП, сут.

1. Расчетный прирост дебита в году, после проведения ГРП находится по формуле приведенной ниже.

^𝑞нт

^=𝑞нт−1

_- 𝑞_нт−1·15 100

(6.2)

Соответственно годовая добыча нефти с учетом постепенного обводнения скважины в году t(t  T) составит

∆𝑄′_𝑡 = ∆𝑄 − ∆𝑄_обв (6.3) где ∆𝑄_обв – ежегодные потери добычи нефти на обводненность, т.

1. 
   Дополнительнаядобычаза2012годсоставит
   

Q₂₀₁₂  𝑞_н·N·𝐾_э·Т =34, 4 0,97  290  39044 т Учитывая ежегодные потери на обводненность

Q₂₀₁₂ '  39044 т  519,6т  38524,8т

2. 
   Дополнительнаядобычаза2013 годсоставит
   

m

34,7 ∗15%

^qн2013

= 34,7 ^m −

cym

cym

100%

= 29,5 m/cym,

Q₂₀₁₃  𝑞_н·N·𝐾_э·Т = 29,5 4 0,97  365  41777,9 т

Q₂₀₁₃ '  41777,9  519,6  41258,3 т

3. 
   Дополнительнаядобычаза2014годсоставит
   

m

29,5 ∗15%

^qн2014

= 29,5 ^m −

cym

cym

100%

= 25,1 m/cym

Q₂₀₁₄  𝑞_н·N·𝐾_э·Т = 25,1 4 0,97  365  35546,6т

Q₂₀₀₄ '  35546,6  519,6  35027 т

2. 
   Далее найдем выручку от реализации дополнительно добытой нефти, она находится по формуле:
   

Среднегодовая стоимость одной тонны нефти в 2012 году – 23769

руб./т.;

руб./т.;

руб./т.;
Среднегодовая стоимость одной тонны нефти в 2013 году – 24346 Среднегодовая стоимость одной тонны нефти в 2014 году – 29371

В_t  Q_t  Ц (6.4)

В₂₀₁₂  38524,8т 23769 руб / т  915695971,2 руб

В₂₀₁₃  41258,3т 24346 руб / т  1004474572 руб

В₂₀₁₄  35027т29371 руб / т  1028778017 руб

3. 
   Определимтекущиезатратыпоформулам
   

З_тек  З_ГРП  З_допt (6.5)

где З_ГРП – стоимость проведения гидроразрыв пласта, руб.; З_допt – затраты на дополнительную добычу нефти в году t, руб:

З_допt  Q_t  З_пер (6.6)

где З_пер – условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

^Здоп2012 <sup> 38524,8т  782,14 руб / т  30131787,07 руб;

З</sup>тек 2012 <sup> 3133015 руб 4скв  30131787,07 руб  42663847,07 руб

З</sup>тек 2013 ^{= З}доп2013 <sup> 41258,3т  782,14 руб / т  32269766,76 руб;

З</sup>тек 2014 ^=Здоп2014 ^{ 35027т  782,14 руб / т  27396017,78 руб.}

Итого в период 2012-2014 г:

Згрп= 42,66+32,27+27,4=102,33 млн.руб.

4. 
   ПриростприбылиотпроведенногоГРПрассчитываетсяпоформуле:
   

П_t  В_t  З_текt (6.7)

П₂₀₁₂  915695971,2 руб  42663847,07 руб = 873032124,1 руб;

П₂₀₁₃  1004474572 руб  32269766,76 руб = 972204805,2 руб;

П₂₀₁₄  1028778017 руб  27396017,78 руб = 1001381999 руб.

5. 
   Налогнадополнительнуюприбыльнайдемпоформуле
   

^∆Н𝑛𝑝𝑡

₌ ∆П_𝑡∗Н

100%

(6.8)

^∆Н𝑛𝑝2012 ^=
∆Н𝑛𝑝2013 ⁼

873032124,1 ∗ 20

_100% = 174606424,8 руб;

972204805,2 ∗ 20

_100% = 194440961 руб;

^∆Н𝑛𝑝2014 ⁼

1001381999 ∗ 20

_100% = 200276399,8 руб.

6. 
   Рассчитываемприростпотока денежнойналичностипоформуле:
   

ПДН _t  П_t  Н _прt (6.9)

^ПДН 2012 <sup> 873032124,1 руб  174606424,8 руб = 698,43 руб;

ПДН</sup> 2013 <sup> 972204805,2 руб  194440961 руб = 777,76 руб;

ПДН</sup> 2014 ^{ 1001381999руб  200276399,8 руб = 801,11 руб.}

7. 
   Расчеткоэффициентадисконтирования
   

^𝛼2012

₌ 1

(1+Е)^𝑡−1

₌ 1

(1+0,15)⁰

=1;

^𝛼2013
^𝛼2014

₌ 1

(1+Е)^𝑡−1

₌ 1

(1+Е)^𝑡−1

₌ 1

(1+0,15)²⁻¹

₌ 1

(1+0,15)³⁻¹

=0,87;
=0,76;

8. 
   Проведемдисконтированиеприростапотокаденежнойналичностипоследующей формуле:
   

ΔДПДН₂₀₁₂= ΔПДН₂₀₁₂·𝛼₂₀₁₂=698,43 ·1=698,43 млн.руб. ΔДПДН₂₀₁₃= ΔПДН₂₀₁₃·𝛼₂₀₁₃=777,76 ·0,87=676,65 млн.руб. ΔДПДН₂₀₁₄= ΔПДН₂₀₁₄·𝛼₂₀₁₄=801,11 ·0,76=608,84 млн.руб.

9. 
   Найдем чистый дисконтированный доход от проведения ГРП по формуле:
   

𝑡
ЧДД = ∑^𝑇∆ДПДН_𝑡 (6.10)

ЧДД = 698,43 млн. руб + 676,65 млн. руб + 608,84 млн. руб

= 2277,3 млн. руб

10. 
    Индекс доходности определим по формуле
    

_{ИД =} ЧДД

^ЗГРП
(6.11)

_{ИД =} 2277,3

102,33

= 22,3 руб /руб

Для более наглядного вида результатов расчёта экономической эффективности применения ГРП, занесем их в таблицу 6.1.1.

Таблица 6.1.1 – Результаты расчёта экономической эффективности

Показатель	Год
	2012	2013	2014
Количество ГРП, скв.	4	-	-
Дополнительная добыча нефти, тыс.т	38,5	41,3	35
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти, млн.руб	915,7	1004,5	1028,8
Затраты на дополнительную добычу нефти, млн.руб.	30,1	32,27	27,4
Затраты на ГРП, тыс. руб.	3 133,0	-	-
Суммарные текущие затраты на проведение мероприятия, тыс. руб.	42,66	32,27	27,4
Прирост прибыли от проводимого мероприятия, млн.руб	873	972,2	1001,4
Налог на дополнительную прибыль, млн.руб	174,61	194,4	200,28
Прирост потока денежной наличности, млн.руб	698,43	777,76	801,11
Дисконтированный поток денежной наличности	698,43	676,65	608,84
Накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД)	698,43	1375,08	2277,3
Индекс доходности, руб./руб.	22,3

Рассчитав экономическую эффективность проведения ГРП за 3 года, проводимого на 4х скважинах, получили что дополнительная добыча нефти по 4 скважинам с 2012 по 2014 год составит 114,8 тыс.т. Накопленный поток денежной наличности за расчетные 3 года составит 2277,3 млн. рублей. ЧДД от

проведения мероприятия составит 1983,92 млн. рублей. Бюджетная эффективность проекта равна 569,29 млн. рублей. Индекс доходности составляет 22,3 руб./руб.

На основании всех полученных данных, можно смело сказать, что проведения гидроразрыва на выбранных скважинах позволит повысить эффективность извлечения нефти, и принести хороший дополнительный доход предприятию.