Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Рославльское нефтяное месторождение

Рославльское нефтяное месторождение

Географическое и административное положение месторождения и экономическая характеристика района. Климатические условия месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 03.09.2010
Размер файла 756,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Станция управления прогревом включает в себя: входной рубильник, входной автоматический выключатель, устройство защитного отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для бесконтактного включения/выключения, терморегуляторы для регулирования и контроля рабочего процесса, приборы измерения тока и напряжения, приборы измерения и управления температурой нагревательного элемента, индикаторы неисправностей.

Станция управления прогревом позволяет:

- осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;

- контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;

- контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;

- регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;

-прекращать подачу электрического тока или ограничивать ее при отключении станции управления работой УЭЦН;

- измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;

- измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;

- автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами с помощью контакта промежуточного реле.

Вся аппаратура станции управления прогревом смонтирована в герметичном шкафу. Размер шкафа 1800/1200/400 мм (рис.3.18).

Силовой трансформатор. Питание нагревательного элемента производится в зависимости от скважинных условий: либо непосредственно от промышленной сети напряжением 380В, либо при необходимости увеличения мощности прогрева через силовой трансформатор.

Во время работы установки по прогреву, станции управления накапливает и систематизирует данные температур, токов и напряжений в функции времени. Временные периоды снятия отчетов указанных параметров могут устанавливаться в произвольной форме. В дальнейшем эти параметры могут быть представлены как в графической, так и в табличной форме.

На рис.3.19 представлены графики изменения температуры окружающей среды и температуры жидкости в термокармане во времени.

Рисунок 3.19 - Изменение температуры воздуха и температуры в термокармане во времени

Из представленного графика видно, что продолжительность выхода на температурный режим после включения кабеля составляет примерно 12 часов.

Колебания температуры в термокармане связаны с тем, что не удается полностью изолировать термодатчик (рис.3.20) от влияния температуры окружающей среды, поэтому он частично отражает и ее. При этом температура протекающей жидкости является постоянной для заданного температурного режима. Увеличение температуры в период с 14 октября связанно с тем, что был изменен температурный режим, и температуру увеличили до 17оС, путем увеличения токовых нагрузок.

На рис.3.21 представлена схема подключения греющего кабеля к скважине, оборудованной УЭЦН.

Рисунок 3.21- Схема подключения греющего кабеля

3.5.3 Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»

В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.

Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом - скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.

В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.

Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:

1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;

2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;

3. непрерывность работы скважины и трубопроводов - полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;

4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);

5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;

6. экологическую чистоту вокруг скважины;

7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;

8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;

9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.

4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения

Таблица 4.1 - Исходные данные

Показатели

Числовые значения

Глубина скважины, Н, м

1750

Забойное давление, Рзаб, МПа

14,32

Пластовое давление, Рпл, МПа

19,5

Плотность воды, св, кг/м3

1008

Плотность нефти, сн, кг/м3

820

Обводненность, nв, д. ед.

0,95

Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа

3,087

Газовый фактор, Г, м3/т

85

Коэффициент подачи, бп

0,75

1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ссм, кг/м3 ссм = св· nв+ сн (1- nв) (4.2)

где

ссм

-

плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

св

-

плотность воды, кг/м3;

сн

-

плотность нефти, кг/м3;

nв

-

обводненность, д. ед.;

ссм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3

2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м

Lн = Рзаб / (ссм + g) (4.3)

где

Lн

-

глубина спуска насоса, м;

Рзаб

-

забойное давление, МПа;

ссм

-

пластовое давление, МПа;

g

-

коэффициент свободного падения;

Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м

3. Определяем депрессию на пласт ?Р, МПа

?Р = Рпл - Рзаб (4.4)

где

?Р

-

депрессия на пласт, МПа;

Рзаб

-

забойное давление, МПа;

Рпл

-

пластовое давление, МПа;

?Р=19,5-14,32=5,18 МПа

4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут

Qф.в. = К ?Р (4.5)

где

Qф.в.

-

фактический весовой дебит, т/сут;

К

-

коэффициент продуктивности, т/сут МПа;

?Р

-

депрессия на пласт, МПа;

Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут

5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут

Qф.о. = Qф.в./ ссм (4.6)

где

Qф.о.

-

фактический объёмный дебит, м3/сут;

Qф.в

-

фактический весовой дебит, т/сут;

ссм

-

плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут

6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут

Qт.о. = Qф.о. / бп (4.7)

где

Qт.о.

-

теоретический объёмный дебит, м3/сут;

Qф.о.

-

фактический объёмный дебит, м3/сут;

бп

-

коэффициент подачи;

Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут

7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:

тип - УЭЦН

идеальная подача - 35 м3/сут;

наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;

наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);

наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора - 40 (4000) Кн м (кгс. м);

условный диаметр НКТ - 60 мм;

редуктор - Ц2-Ш-860;

9. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:

N = 401·10-7·р·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-зн·зск/зн·зск)+ бп] ·К (4.8)

где

N

-

полезная мощность электродвигателя, кВт;

DплГОСТ

-

стандартный диаметр плунжера, м;

S

-

наибольшая длина хода плунжера, м;

зн

-

0,9 - КПД насоса;

зск

-

0,8 - КПД станка-качалки;

К

-

1,2- коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК;

Lн

-

глубина спуска насоса, м;

бп

-

0,75 - коэффициент подачи насоса, д.ед.;

n

-

необходимое число качаний, мин-1;

N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт

Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому месторождению.

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1.скважина №560 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

2.скважина №1053 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3

3.скважина №517 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3

4.скважина №552 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3

5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3

6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3

7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 5.1

Исходные данные

№ п/п

Показатели

Единицы измерения

Числовое значение

1

Фонд оптимизированных скважин

ед.

7

2

Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)

т/сут

243

3

Наработка на отказ до оптимизации

сут

135,0

4

Наработка на отказ после проведения оптимизации

сут

135,0

5

Себестоимость добычи нефти

руб/т

5000

6

Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти

%

51,2

7

Ставка дисконта

%

10

8

Расчётный период

лет

3

9

Продолжительность одного ПРС

час

48

10

Стоимость одного часа ПРС

руб

3700

11

Цена одной тонны нефти

руб

7200

12

Среднесписочная численность ППП

чел

980

13

Среднегодовая стоимость основных производственных фондов

млн. руб.

4487

14

Годовая добыча нефти в 2007году

тыс. т

1389,6

5.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

5.2.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

Q(q) = q * T *Кэ * N, (5.1)

где q - прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т - время работы скважины в течение года, сут;

N - количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ - коэф-т эксплуатации скважин, ед.

Q2007 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:

Пт = Q * Цн / Чп, (5.2)

где Пт - повышение производительности труда, руб/чел;

Q - прирост добычи, тн;

Цн - цена одной тонны нефти, руб;

Чп - среднесписочная численность ППП, чел;

Пт = 83959,6 * 7200/980 = 616,8 тыс.руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

Фо = Q * Ц/Сопф, (5.3)

где Сопф - среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);

Фо - прирост фондоотдачи.

Фо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 руб/тыс.руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

С = Зпос (1/Q - 1/(Q + Q)), (5.4)

где Зпос - условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс.руб;

Q - добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.

С = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб/т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

Прреал = Qреал * (Ц - (с/с -С)), (5.5)

где Прреал - дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;

Qреал - дополнительно реализованная нефть, т;

Ц - цена реализации нефти (руб);

с/с - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

С - снижение себестоимости нефти.

Прреал = 83,9 * (7200 - 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс.руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

Прчист = Прреал - Нпр, (5.6)

где Нпр - величина налога на прибыль, руб;

Прчист = 184823,3 - 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс.руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс.руб.

5.3 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

5.3.1 Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (Q).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти - 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 7200 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2007 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

В (Q) = Q * Цн, (5.7)

где Q - объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;

Цн - цена 1 тонны нефти, тыс.руб.

В (Q) = 83,9 * 7200 = 604080 тыс.руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2, (5.8)

где Идоп - затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;

Имер - затраты на проведение мероприятия.

Идоп = Q * с/с * дуп / 100, (5.9)

где с/с - себестоимость нефти, руб/тонну;

дуп - удельный вес условно-переменных затрат, %.

Идоп = 83,9 * 5000 * 0,51 = 213945 тыс.руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (5.10)

где С1ГРП - стоимость одного ГРП, руб;

Nскв - количество скважин, ед.

Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс.руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1 = 213945 + 3129,43 = 217074,4 тыс.руб;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

Пнал.обл. = В - И (5.11)

где В - прирост выручки от реализации, тыс.руб.;

И - текущие затраты, тыс.руб.

Пнал.обл1 = 604080 - 217074,4 = 387005,6 тыс.руб.;

Пнал.обл2 =387005,6 тыс.руб.;

Пнал.обл3 = 387005,6 тыс.руб.

Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (5.12)

где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

Нпр1 = 387005,6 * 26 / 100 = 100621,5 тыс.руб.;

Нпр2 = 100621,5 тыс.руб.;

Нпр3 = 100621,5 тыс.руб.

5.3.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (ДПt) рассчитывается по формуле:

ДПt = Вt - Иt - Нt (5.13)

ДП1 = 604080 - 217074,4 - 100621,5 = 286384,1 тыс.руб.;

ДП2 = 286384,1 тыс.руб.;

ДП3 = 286384,1 тыс.руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДНt = ДПt (5.14)

ПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;

ПДН2 = 286384,1 тыс.руб.;

ПДН3 = 286384,1 тыс.руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = ПДН, (5.15)

НПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;

НПДН2 = 286384,1 + 286384,1 = 572768,2 тыс.руб.;

НПДН3 = 286384,1 + 572768,2 = 859152,3 тыс.руб.;

Коэффициент дисконтирования - по формуле:

t = (1 + Енп)-t, (5.16)

1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:

ДПДНt = ДПt * , (5.17)

ДПДН1 = 286384,1* 0,9091 = 260351,7 тыс.руб.;

ДПДН2 = 286384,1* 0,8264 = 236667,8 тыс.руб.;

ДПДН3 = 286384,1* 0,7513 = 215160,4 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость - по формуле:

ЧТСt = ДПДНt, (5.18)

ЧТС1 =260351,7 тыс.руб.;

ЧТС2 = 260351,7 + 236667,8 = 497019,5 тыс.руб.;

ЧТС3 =215160,4 + 497019,5 = 712179,9 тыс.руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу № 5.2.

Таблица 5.2.

Расчёт экономических показателей

Показатели

Ед.изм.

2007

2008

2009

Капитальные вложения

тыс.руб

-

-

-

Прирост добычи нефти

тыс.тонн

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

тыс.руб

604080

604080

604080

Текущие затраты

тыс.руб

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

тыс.руб

387005,6

387005,6

387005,6

Прирост суммы

Налоговых выплат

тыс.руб

100621,5

100621,5

100621,5

Денежный поток

тыс.руб

286384,1

286384,1

286384,1

Поток денежной наличности

тыс.руб

286384,1

286384,1

286384,1

Накопленный ПДН

тыс.руб

286384,1

572768,2

859152,3

Коэффициент

дисконтирования

(Енп=0,1)

Д.ед

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный

ПДН

тыс.руб

260351,7

236667,8

215160,4

Чистая текущая

стоимость

тыс.руб

260351,7

497019,5

712179,9

5.3.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям.

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цены на нефть (-10%; +20%);

- текущие затраты (-25%; +15%);

- налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.

Таблица 5.3.

Показатели

Обознач

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

58771,72

58771,72

58771,72

Прирост выручки от реализации

Вt

422856

422856

422856

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

205781,6

205781,6

205781,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

53503,2

53503,2

53503,2

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

152278,4

152278,4

152278,4

Накопленный ПДН

НПДНt

152278,4

304556,8

456835,2

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

138436,3

125842,9

114406,8

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

138436,3

264279,2

378686

Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица 5.4.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

92355,6

92355,6

92355,6

Прирост выручки от реализации

Вt

664488

664488

664488

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

447413,6

447413,6

447413,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

116327,5

116327,5

116327,5

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

331086,1

331086,1

331086,1

Накопленный ПДН

НПДНt

331086,1

662172,2

993258,3

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

300990,4

273609,6

248745

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

300990,4

574600

823345

Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица 5.5.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

Вt

543672

543672

543672

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

326597,6

326597,6

326597,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

84915,4

84915,4

84915,4

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

241682,2

241682,2

241682,2

Накопленный ПДН

НПДНt

241682,2

483364,4

725046,6

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

219713,3

199726,2

181575,8

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

219713,3

419439,5

601015,3

Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс.руб.

Таблица 5.6.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

Вt

724896

724896

724896

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

507794,6

507794,6

507794,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

132026,6

132026,6

132026,6

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

375795

375795

375795

Накопленный ПДН

НПДНt

375795

751590

1127385

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

341635,2

310557

282334,8

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

341635,2

652192,2

993827,4

Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс.руб.

Таблица 5.7.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

604080

604080

604080

Текущие затраты

Иt

162805,8

162805,8

162805,8

Прирост прибыли

ПРt

441274,2

441274,2

441274,2

Налог на прибыль и имущество

Нпр

114731,3

114731,3

114731,3

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

326542,9

326542,9

326542,9

Накопленный ПДН

НПДНt

326542,9

653085,8

979628,7

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

296860,2

269855,1

245331,7

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

296860,2

566715,3

812047

Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс.руб.

Таблица 5.8.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

Вt

604080

604080

604080

Текущие затраты

Иt

249635,6

249635,6

249635,6

Прирост прибыли

ПРt

354444,4

354444,4

354444,4

Налог на прибыль и имущество

Нпр

92155,5

92155,5

92155,5

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

262288,9

262288,9

262288,9

Накопленный ПДН

НПДНt

262288,9

524577,8

786866,7

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

238446,8

216755,5

197057,6

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

238446,8

455202.3

652259,9

Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс.руб.

Таблица 5.9.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,60

83959,60

83959,60

Прирост выручки от реализации

Вt

604080

604080

604080

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

387005,6

387005,6

387005,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

85528,3

85528,3

85528,3

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

301477,3

301477,3

301477,3

Накопленный ПДН

НПДНt

301477,3

602954,6

904431,9

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

274073

249140,8

226499,9

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

274073

523213,8

749713,7

Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс.руб.

Таблица 5.10.

Показатели

Обозначения

2007

2008

2009

Прирост добычи нефти,т

Qt

83959,6

83959,6

83959,6

Прирост выручки от реализации

Вt

604080

604080

604080

Текущие затраты

Иt

217074,4

217074,4

217074,4

Прирост прибыли

ПРt

387005,6

387005,6

387005,6

Налог на прибыль и имущество

Нпр

125776,9

125776,9

125776,9

Капитальные затраты

Кt

-

-

-

Поток денежной наличности

ПДНt

261228,7

261228,7

261228,7

Накопленный ПДН

НПДНt

261228,7

522457,4

783686,1

Коэффициент дисконтирования

0,9091

0,8264

0,7513

Дисконтированный ПДН

ДПДНt

237483

215879,4

196261,1

Чистая текущая стоимость

ЧТСt

237483

453362,4

649623,5

5.4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как показал расчёт экономической эффективности проведения оптимизации на 7 скважинах, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия, проект окупается в течении 1года. На расчётный счёт предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 859152,3 тыс.рублей, а с учётом фактора времени , то есть дисконтирования, - 712179,9 тыс.рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ПТО, 2004г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М. Недра, 1974г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. -1992г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2004г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Методические указания к выполнению курсовых проектов

Тюмень: 1998.

11. Липсиц И.В., Инвестиционный проект.

М.: Бек,1996.

12. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов.

М.: Два-Три, 1996.

Страница:


Подобные документы

  • Оптимизация работ на нефтяном месторождении

    Географическое и административное положение Рославльского нефтяного месторождения, экономическая характеристика района. Геологическое строение месторождения. Технология добычи нефти установками погружных насосов. Анализ наработки на отказ применяемых ЭЦН.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 10.09.2010

  • Определение коллекторских свойств верхнеюрских отложений Осининского месторождения

    Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение геофизических параметров Васюганской свиты верхнеюрского возраста. Определение коэффициента нефтенасыщенности и проницаемости.

    дипломная работа [3,6 M], добавлен 02.10.2012

  • Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

    Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.

    курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014

  • Анализ обустройства газового месторождения

    Разработка Вынгаяхинского месторождения газа. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Проницаемость и начальная газонасыщенность. Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 10.05.2015

  • Ватьеганское месторождение

    Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Ватьеганского месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов. Приборы, применяемые при исследовании скважин. Требования к технологиям и производству буровых работ.

    дипломная работа [2,1 M], добавлен 12.01.2015

  • Месторождение Гавар. Саудовская Аравия

    Нефтегазоносный бассейн Персидского залива. Географо-экономическое расположение месторождения Гавар. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Поставка нефти специальными судами-перевозчиками. Состояние запасов нефти на Ближнем Востоке.

    реферат [3,3 M], добавлен 11.12.2014

  • Геологическое строение Сосновского месторождения

    Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

    реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010

  • Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

    Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.

    курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014

  • Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

    История геолого-геофизического изучения Южно-Орловского месторождения, литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение, нефтегазоносные комплексы, процесс разработки месторождения как источник воздействия на окружающую среду.

    дипломная работа [52,8 K], добавлен 03.04.2010

  • Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения

    Сведения о месторождении Кашаган в Каспийском море. Сроки начала добычи нефти. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, гидрогеологическая и термобарическая характеристика района. Мощность осадочных образований. Коллекторские свойства пород.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 30.05.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены