Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Анализ эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Моделирование процесса гидроразрыва пласта на скважинах месторождения. Оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. Способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.02.2012
Размер файла 2,4 M

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:

3) Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4) Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

5) Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

7) Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

8) Закупоривание пласта природными глинами.

9) Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

10) Отложения солей в пласте или перфорации.

11) Образование или закачка эмульсии в пласт.

12) Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин

Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36 м3/сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость

Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низко проницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко проницаемый канал (100 - 1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Направление трещины разрыва.

Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях, зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв.

В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180 друг к другу.

Горизонтальный разрыв

Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения[6].

3.1.1 Критерии выбора скважин

Критерии выбора скважин были определены исходя из особенностей строения Самотлорского месторождения и схемы его разработки.

1. Для проведения ГРП предпочтительны слабопроницаемые, сцементированные крепкие породы.

2. Лучшие результаты ГРП наблюдаются в скважинах с высоким пластовым давлением, меньшей степенью дренированности, более высокой остаточной нефтенасыщенностью. Обводненность скважины не должна превышать 75%.

3. Не рекомендуется проводить ГРП в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов нагнетания, водонефтяного (газонефтяного) контуров. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 100 м.

4. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта, подвергаемая разрыву, составляет 2-15м.

5. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократные или поинтервальные ГРП.

6. ГРП не рекомендуется осуществлять в технически неисправных колоннах, при недостаточной высоте подъема цемента или плохом состоянии цементного кольца за колонной. Состояние цемента должно быть хорошим выше и ниже 10 м от перфорации.

7. Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

8.Окупаемость затрат на проведение ГРП.

Критерии выбора скважин пересматриваются ежегодно.

В настоящее время на предприятиях Западной Сибири скважины для проведения выбирают по следующим основным критериям.

- дебит по жидкости - до 10м3/сут.

- Перфорированная толщина не менее 3 м.

- Обводненность не менее 30%

- Остаточные извлекаемые запасы - не менее 70% от начальных.

Кроме того, при выборе скважин для ГРП оценивается строение пласта, анализируется текущее геолого-промысловые условия на участке, учитывается работа окружающих нагнетательных и добывающих скважин.

3.1.2 Процесс ГРП

Технология ГРП.

Процесс ГРП можно разделить на три стадии:

1. Создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается.

2. Поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппанта будет возрастать до тех пор, пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости.

3. Откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым облегчая его извлечение.

3.2 Анализ эффективности ГРП на скважинах Самотлорского месторождения в 2009 году в границах СНГДУ-2

Целью этой работы было определение эффективности проведенных в 2009 году работ по гидроразрыву пласта, причём основное внимание следовало уделить эффективности ГРП по новой технологии, сущность которой заключалась в существенном увеличении (в разы) веса закачиваемого проппанта и изменении самой технологии ГРП (применялось несколько различных модификаций новой технологии, объединяемых термином “новый дизайн”).

Впрочем, предметом рассмотрения данной работы являются не детали технологии “нового дизайна”, а анализ эффективности ГРП по объекту АВ11-2 и видам работ (с изоляцией и без изоляции) и, главное, сопоставление эффективности ГРП при использовании старой и новой технологии, выявление динамики дебитов скважин после получения эффекта.

Анализ эффективности ГРП осуществлялся в следующей последовательности:

анализ эффективности ГРП по скважинам и по всем вышеназванным группам скважин, отремонтированных в 2009 году

определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам (где ГРП проводилось по новой технологии)

определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта

прослеживание динамики изменения дебита скважин после проведения ГРП и анализ динамики темпов изменения дебитов нефти и жидкости по месторождению и группам скважин

Источниками информации в процессе этого анализа были данные ПТО по ПНП СНГДУ, в том числе перечень скважин, в которых проведены в 2009 году гидроразрывы пласта, с указанием даты проведения ремонта, вида ремонта и подрядчика, данные программы BASPRO (эксплуатационные карточки скважин и каротажный материал)

3.2.1 Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году

В 2009 году ГРП осуществлён в 69 скважинах, из которых 29 ремонтов осуществлено силами “Катобьнефти”, 40 - силами фирмы “Халлибуртон”(рис. 3.2.1.) . 54 ремонта осуществлены по новой, а 15 по старой технологии.

ГРП без РИР осуществлены по 12 скважинам, а с РИР по 57 скважинам (подавляющее большинство которых составляют скважины, переведённые на пласт АВ11-2 с нижележащих горизонтов)

По объектам разработки общее количество ГРП распределяется следующим образом:

объект АВ11-2 - 68 скважин

объект АВ13 +АВ11-2 - 1 скважина

Рис. 3.2.1 Распределение операций ГРП по видам работ

При расчёте эффективности ремонта оценивались такие показатели как прирост дебита нефти и жидкости сразу после ремонта и суммарный прирост нефти и жидкости до конца года. Первоначальный прирост определялся как разница между дебитами нефти и жидкости до ремонта и после ремонта (в следующем после ремонта месяце), а суммарный прирост как разница между фактической добычей нефти и жидкости до конца года и расчётной добычей за этот период при сохранении дебитов до ремонтного периода (если скважина до ремонта находилась в длительном бездействии, суммарный прирост равняется всей послеремонтной добыче).

По результатам анализа средний дебит после ремонта составил 41,54 т/сут нефти и 70,66 т/сут. жидкости (прирост дебита соответственно 40,7 и 67,9 т/сут), а суммарный прирост за год составил 429 тыс. т. нефти и 627 тыс. т. Жидкости (рис. 3.2.2.).

скважина разрыв пласт месторождение

Рис.3.2.2.

Сравнение средних показателей работы скважины до и после ГРП

При этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, прирост дебита составил 47,68 т/сут по нефти и 78,31 т/сут по жидкости против соответственно 14,88 и 30,3 т/сут для скважин, отремонтированных по старой технологии (разница в 3,2 раза по нефти и в 2,5 раза по жидкости). Накопленный прирост по скважинам с новой технологией ГРП составил 353,6 тыс. т. по нефти и 512,7 тыс. т. по жидкости, что в 4,6 и 4,5 раза больше, чем, чем по скважинам со старой технологией (соответственно 75,8 тыс. т нефти и 115,1 тыс. т. жидкости).

В то же время величины абсолютного прироста на 1 скважину по новой и старой технологиям довольно близки (по скважинам с новой технологией 6548 т. нефти и 9494 тыс. т. жидкости, а по скважинам со старой технологией соответственно 5053 и 7674 т.), что объясняется меньшим отработанным временем (в среднем 151 день на 1 скважину против 252) по той причине, что в своём большинстве ремонты с новой технологией стали осуществляться только во 2 квартале.

Наибольший эффект получен по скважинам, где ГРП совмещён с РИР (прирост дебита в среднем 39,09 и 63,5 т/сут против соответственно 29,08 и 56,50 т/сут для скважин, где ремонт проведен без РИР). Дополнительная добыча нефти за 2009 год по группе скважин с РИР составила 389,4 тыс. т., а жидкости 562,5 тыс. т (против соответственно 39,9 и 65,2 тыс. т. для скважин, где ГРП проведен без РИР) (рис.3.2.3.)

Рис.3.2.3 Средние показатели работы скважин после ГРП

Наибольший эффект в накопленной добыче нефти приходится на скважины объекта АВ1 1-2, суммарный прирост по которому составил 423,6 тыс. т нефти. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 40,93 т/сут.

Обобщая результаты ГРП по отдельным подрядчикам, получены следующие результаты:

по фирме “Катобьнефть” c/суточный прирост на 1 скважину составил 40,42 т. по нефти и 73,6 т/сут по жидкости, а суммарный прирост составил 155,2 тыс. т. нефти и 238,3 тыс. т. жидкости

по фирме “Халлибуртон” c/суточный прирост на 1 скважину составил 40,03 т. по нефти и 59,7 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 58,4 тыс. т. нефти и 64,5 тыс. т. жидкости

Поскольку выше была отмечена существенная разница между эффективностью ГРП, проведенных по обычной технологии по сравнению с ГРП, проведенными по новой технологии, ниже приводятся соответствующие данные по всем группам скважин (рис.3.2.4.)

Рис. 3.2.4

Средний прирост добычи нефти и жидкости на 1 скважину

Из числа скважин, где ГРП сделан в сочетании с РИР, по новой технологии отремонтировано 43 скважины (75,4 %).

В этих скважинах прирост дебита составил в среднем 51,97 т/сут по нефти и 84,6 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости соответственно 318,7 и 453,5 тыс. т.

ГРП по новой технологии без РИР проведен в 11 скважинах (91,6%), и средний прирост на 1 скважину составил по этой группе 30,87 т/сут по нефти и 60,05 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости составила соответственно 34,8 и 59,1 тыс. т. Очевидна существенно более низкая эффективность ГРП, проводившихся без проведения изоляционных работ.

Эффект в накопленной добыче нефти по скважинам объекта АВ11-2, отремонтированным по новой технологии (53 скважин из 68) составил 423,6 тыс. т. нефти, а средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 48,04 т/сут.

Если же рассматривать отдельные скважины, то наибольший суточный прирост отмечен по скважинам 15388 (прирост по нефти 138,9 т/сут, по жидкости 100,7 т/сут) и 32151 (прирост по нефти 87,05 т/сут, по жидкости 98,7 т/сут, до ГРП находилась в бездействии)

По отдельным подрядчикам для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

по фирме “Катобьнефть” c/суточный прирост на 1 скважину составил 47,25т. по нефти и 87,1 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 137,7 тыс. т. нефти и 215,6 тыс. т. жидкости

по фирме “Халлибуртон” c/суточный прирост на 1 скважину составил 48,5 т. по нефти и 76,2 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 215,8 тыс. т. нефти и 297 тыс. т. жидкости

За рассматриваемый период суммарный дебит нефти отремонтированных скважин снизился с 2866,1 до 2328,5, а суммарный дебит жидкости с 4875,6 до 3782,7 т/сут (соответственно на 18,76 и 22,4 %), при этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило соответственно 20,5 и 22,25 % (в то время, как по скважинам, отремонтированным по обычной технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило 20,47 % и 22,96%. Обводненность продукции за этот период снизилась с 83% до 38,44 %, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии с 94,83% до 39,36%.

Поскольку скважины, отремонтированные по обычной технологии, отработали значительно больше дней, чем скважины с новой технологией ремонта (252 дня против 151), разница в среднесуточных темпах снижения значительно больше, чем в абсолютных (среднесуточное снижение дебита жидкости при ремонте по новой технологии 0,18 %, при ремонте по старой технологии 0,1 %).

В свете изложенного, требуется объяснить 2 обстоятельства:

Почему темпы снижения дебитов жидкости превышают темпы снижения дебитов нефти (исходя из естественного процесса обводнения, должно было бы быть наоборот)

Почему темпы снижения дебитов жидкости после ремонта по новой технологии значительно превышают эти темпы после ремонта по обычной технологии

Первое обстоятельство объясняется, очевидно, 2-мя причинами

а) постепенной очисткой призабойной зоны от ранее накопившейся в ней воды

б) выносом части проппанта в процессе эксплуатации, приводящее к смыканию части трещин (в первую очередь по высокопродуктивным и, соответственно, по более обводнённым пропласткам)

Второе обстоятельство объясняется, очевидно, помимо 2-х вышеназванных причин (вторая причина как раз и касается скважин, отремонтированных по новой технологии) также тем обстоятельством, что, в связи с высокой эффективностью проведенного ремонта, по этим скважинам, не осуществлялись, как правило, (во избежание излишнего риска) мероприятия по оптимизации.

Характерно и вполне объяснимо то обстоятельство, что наибольшие темпы снижения дебитов нефти и жидкости имеют место по скважинам, отремонтированным без РИР, по которым среднесуточное снижение дебита нефти составило 0,28 %, а дебита жидкости 0,3 % (по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 0,34 и 0,39 %).

3.2.2 Определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам с новой технологией ГРП

Отбор на 1 м. нефтенасыщенной толщины по объекту АВ 11-2 составил 5,01 т. по нефти и 8,1 т. по жидкости (при средней величине аПС 0,459); при этом по 12 скважинам c аПС менее 0,4 (в среднем 0,391) удельный дебит по нефти составил 4,99, по жидкости 7,1 т/сут, по 28 скважинам с аПС 0,4-0,5 (в среднем 0,443) удельный дебит составил 5,86 т/сут по нефти и 8,9 т/сут по жидкости, по 13 скважинам с аПС более 0,5 (в среднем 0,557) удельный дебит составил 2,76 т/сут по нефти и 6,1 т/сут по жидкости.

Из анализа данных, очевидно, что сколь- нибудь прямая связь между коллекторскими свойствами и эффективностью ГРП зафиксирована только по объекту АВ11-2 и то в диапазоне аПС до 0,5.

Рис. 5.2.5.

Зависимость удельного дебита жидкости и нефти от величины аПС

Столь неопределённые данные анализа могут быть объяснены 3-мя возможными причинами;

Большей относительной эффективностью ГРП в скважинах с низкой проницаемостью (которая способствует формированию при гидроразрыве вертикальных трещин)

Недостаточно продуманной технологией ГРП в скважинах с высокой проницаемостью

Недостаточная (для корректной статистической обработки) представительность данных.

3.2.3 Определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта

Прослеживается достаточно чёткая зависимость между количеством закачанного проппанта (на 1м. эффективной толщины пласта) и удельным дебитом скважины после ГРП.

Если при закачке на 1м. нефтенасыщенной толщины менее 2 т. (в среднем по 16 скважинам 1,49 т.) проппанта удельный дебит нефти составил (в целом по объекту) 3,59 т/сут, а удельный дебит жидкости 6,2 т/сут, то при закачке проппанта в количестве 3 - 4 т на 1м. (в среднем по 13 скважинам 3,42 т.) удельный дебит увеличился соответственно до 7,57 и 10,5 т/сут., а при закачке 4 - 5 т. на 1м. (в среднем по 5-ти скважинам 5,77 т.) до 4,698 и 14,8 т/сут.

Максимальное количество проппанта на 1м. толщины отмечено по скважинам 15509 и 51344 пласта АВ11-2 (6,1 и 6,5 т), по которым удельный дебит по нефти составил соответственно 5,92, 3,64 а по жидкости 22,6 и 8,0

То, что концентрацию проппанта не следует увеличивать безгранично, свидетельствуют данные по скважинам 15509 и 51344, по которым хотя и получен относительно высокий прирост (соответственно 36,69 и 20,22 т/сут по нефти при 139,9 и 44 т/сут по жидкости), но одновременно имели место исключительно высокие темпы роста обводненности после ремонта, в результате чего величины с/суточного снижения дебита нефти по этим скважинам составили соответственно 1,08 и 0,66 % (при среднем темпе по пласту АВ11-2 для скважин с новой технологией ГРП 0,16).

При анализе по отдельным залежам наибольший интерес представляет анализ по объекту АВ11-2 (поскольку данные по этому объекту наиболее представительны). По этому объекту при увеличении расхода проппанта от величины менее 2-х тонн на 1м. (группа из 16 скважин со средним весом проппанта на 1м. 1,49 т.) до величины 3 - 4 т/сут (группа из 10-ти скважин со средним весом проппанта на 1м. 3,43 т.) удельный дебит по нефти возрос с 3,59 до 7,57 т., а по жидкости с 6,2 до 10,6 т.; целесообразность дальнейшего наращивания объёмов проппанта для этой залежи выглядит проблематичной, поскольку при дальнейшем увеличении концентрации удельный отбор по нефти практически не увеличивается и поскольку в этом случае следует ожидать резкого роста обводненности (что и имело место по скважинам 15509 и 51344) (рис.3.2.6).

Рис. 3.2.6.

Зависимость удельного дебита от объема закачиваемого проппанта

3.2.4 Анализ динамики и темпов изменения дебита скважин после проведения ГРП по месторождению и группам скважин

Результаты анализа динамики изменения дебитов нефти и жидкости после получения эффекта представлены в таблице 3.1.

В таблице 3.1 дана помесячная динамика дебита нефти и жидкости по каждой скважине, причём отсчёт (первый месяц) начинается с месяца, следующего за месяцем, когда был получен начальный эффект, и заканчивается последним месяцем эксплуатации.

Необходимые данные для таблицы взяты из эксплуатационных карточек (с использованием системы BASPRO), причём для скважин, по которым эффект получен в январе 2009 года, последним (12-м) месяцем является январь 2010 года, а для скважин, где эффект получен в феврале и позже, последним месяцем является февраль 2010 года, но если для скважин февраля 2009 года он является двенадцатым месяцем, то, скажем, для июньских скважин он будет восьмым, а для декабрьских скважин - вторым.

Таблица 3.1 Результаты анализа динамики изменения дебитов нефти и жидкости после получения эффекта

Вполне естественно, что наибольшей представительностью отличаются группы скважин, проработавших короткий срок (2 месяца отработали 69 скважин, 3 месяца - 66 скважин, 6 месяцев - 51 скважина, 9 месяцев - 28 скважин, 12 месяцев - 10 скважин).

Для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

2 месяца отработали 54 скважины, 3 месяца - 51 скважина, 6 месяцев - 35 скважин, 9 месяцев - 14 скважин, 11 месяцев - 4 скважины, 12 месяцев - ни одной.

В таблице 1 представлены, помимо динамики дебитов нефти и жидкости, величины снижения этих дебитов (в %) относительно первоначальных (после получения эффекта) величин, а также сводные данные по динамике дебитов нефти и жидкости.

Исходя из данных табл. 4 построены графики динамики добычи и жидкости после ГРП в целом и по видам работ (рис.3.2.7 и рис.3.2.8.)

Рис. 3.2.7 Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП

Рис. 3.2.8 Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП по видам работ

Анализ динамики по отдельным группам позволяет сделать следующие выводы:

1) Темпы снижения дебитов по скважинам, где ГРП проведены без РИР, значительно выше, чем по скважинам, где ГРП проведены с РИР (через 4 месяца дебиты нефти и жидкости по первой группе снизились на 39,2 и 48,6 %, а по второй на 18,0 и 20,8%), причём по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение дебитов составило в первом случае 48,0 и 49,4 %, а во втором случае 21,8 и 22,8%

Из числа отдельных подрядчиков наибольшее снижение дебитов за первые 4 м-ца имело по скважинам, отремонтированным фирмой “Катобънефть” (снижение по дебиту жидкости составило 27,5 % по нефти и 28,9 % по жидкости, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 29,4 % и 29,4 %

3.2.5 Обоснование необходимости повторных ГРП в 2010 году

Снижение дебита по ряду скважин после первоначально высоких значений является столь значительным, что возникает вопрос о целесообразности повторного ГРП.

Попытка наметить первоочередные скважины для повторного ГРП реализована в данной работе и представлена в таблице 2

Таблица 2 Предлагаемые для повторного ГРП в 2010 году скважины СНГДУ-2

При определении возможного эффекта исходили из того, что после повторного ГРП дебит жидкости будет равен дебиту жидкости после проведения первоначального ГРП (исключением является скважина 5537, по которой дебит жидкости принят в 1,5 раза больше, поскольку первый ГРП проводился по старой технологии). Дебит нефти принят равным 90 % от дебита после предыдущего ГРП (учитывая рост обводненности)

После анализа данных, представленных в таблице 1, было намечено для повторного ГРП 13 скважин, по которым на февраль 2010 года имело место наиболее резкое снижение дебитов нефти (от 42 до 77 %, в среднем 57,4 %) и жидкости (от 40 до 79 %, в среднем 53,96 %). Согласно проведенному расчёту, средний прирост дебита нефти должен составить 32,96 т/сут, а суммарный 423,3 т/сут.

Учитывая довольно значительные текущие дебиты рассматриваемых скважин, повторные ГРП следует осуществлять достаточно осторожно. В первую очередь, следует убедиться, что скважина не подлежит оптимизации; при высоких динамических уровнях проводится оптимизация отбора, а проведение повторного ГРП откладывается. Если же возможности оптимизации исчерпаны, проведение повторного ГРП будет достаточно обоснованным, но по скважинам с дебитами более 20 т/сут нефти, ГРП следует совмещать с очередной остановкой скважины.

Выводы

Из анализа фактических данных о результатах ГРП в 2009 году можно сделать следующие выводы:

эффективность ГРП в 2009 году оказалась достаточно высокой, что можно объяснить широким применением “нового дизайна”, заключающегося в коренном изменении технологии процесса ГРП и в существенном увеличении количества используемого при ГРП пропанта

выявлена зависимость между количеством используемого при ГРП проппанта (на 1м. эффективной нефтенасыщенной толщины эксплуатируемого пласта) и эффективностью ГРП (по крайней мере, до концентрации 5 т/м); при концентрации более 5 т/м появляется реальная опасность прорыва воды

эффективность ГРП при применении новой технологии превосходит эффективность при применении старой технологии по нефти в 3,2 раза, а по жидкости в 2,2 раза

ГРП на объекте АВ11-2 - очень положительное явление (учитывая низкую выработку запасов по этому объекту)

отмечено значительное снижение во времени первоначально достигнутого прироста (составившее на конец 2009 года в целом по месторождению 18,85 % по нефти и 24,68 % по жидкости в том числе по скважинам с новой технологией ГРП соответственно 21,98 и 25,39 %). С/суточное снижение дебита нефти составило в целом по месторождению 0,13 % (при применении новой технологии 0,18 %), с/суточное снижение дебита жидкости 0,17 % (при применении новой технологии 0,21 %, при применении старой технологии-0,09 %)

основное снижение дебитов жидкости имеет место в первые 3-4 месяца; далее темпы снижения дебитов резко падают

одной из основных причин снижения дебитов нефти и жидкости следует считать вынос пропанта в процессе эксплуатации

3.3 Усовершенствование процесса ГРП

В разделе 3.3. мы остановимся на некоторых технологиях, позволяющих снизить вынос проппанта, таких как образование блока расклинивающего агента на входе в трещину (концевое запечатывание трещины) для получения закрытых трещин без каналов, принудительное смыкание трещины или методики управляемого выноса, которые помогают создать набивку в трещине, а также применение проппанта со спекаемым полимерным покрытием. Вероятность возникновения условий, при которых будет происходить вынос проппанта из трещины с нормальной набивкой, значительно ниже, нежели из трещины без соответствующей набивки, однако даже и набивка еще не дает полной гарантии того, что выноса проппанта не будет. Имеется информация о том, что даже хорошо спроектированные и выполненные гидроразрывы все равно были осложнены выносом проппанта.

Как выяснилось, проблема выноса не только проппанта, но и мелких пластовых фракций, существует на некоторых скважинах главным образом в пластах с низкой температурой (Рябчик). В то же время на других скважинах не возникает проблемы с выносом проппанта или мелких механических пластовых частиц, что свидетельствует о том, что применяемый проппант с полимерным покрытием выполняет свою функцию, а вынос проппанта в ряде скважин обусловлен другими причинами.

Даже сама проппантная пачка сама по себе способна сдерживать выход пластового песка при условии, что размер зерен проппанта находится в определенной пропорции (~ 6) к среднему распределению пластового песка по диаметру. Однако, в случае пласта Рябчик, который характеризуется повышенной рыхлостью и склонностью к выносу пластового песка и мелких фракций, следует рассмотреть дополнительные меры с целью недопущения их выноса.

Для предупреждения выноса проппанта в принципе есть два основных способа, не считая снижения скорости отбора:

Применение проппанта с полимерным покрытием

Применение технологии ускоренного нанесения полимерного слоя в процессе обработки Экспедайт

При закачке проппанта полимерный материал покрытия спеканиеуется (вулканизируется) при забойной температуре. Спеканиеация означает, что покрытие, нанесенное на зерна проппанта, сцепляется в местах контакта зерен друг с другом. В результате формируется проппантная запечатывающая набивка для разрушения которой уже требуется определенная увлекающая сила. Теоретически рассчитанное значение составляет 1,5 атм. Следовательно, сила сцепления спекаемого полимерного покрытия проппанта должна быть выше этого значения.

Компания Халлибуртон недавно разработала для таких случаев другую систему под названием Экспедайт (Expedite), которая позволяет ускоренное нанесения полимерного слоя в процессе обработки и может применяться при относительно небольших температурах (Expedite - ускорять. Прим перев.). Материал Expedite вводится в проппант в процессе закачки. Затем происходит его вулканизация при существующих условиях на забое. Для него не требуется никакого усилия смыкания и его спекание происходит только за счет температуры.

Существует несколько мер в процессе операции ГРП, направленных на ограничение выноса проппанта.

Образование блока расклинивающего агента на входе в трещину (концевое запечатывание трещины) - Tip-Screen-Out (TSO): Методика концевого запечатывания трещины позволяет сформировать плотную проппантную пачку в конце обработки, ограничивающую любое перемещение проппанта после смыкания трещины. Реализация этой методики на практике зависит от правильно выполненных расчетов с помощью компьютерной программы проектирования ГРП и анализа технологического процесса в режиме реального времени на месте проведения работ. Такая мера направлена не только ограничение выноса проппанта, но и на геологических объектах Самотлорского и других аналогичных месторождений, позволяет добиться оптимальных дебитов. Проекты для любой скважины должны подразумевать выполнение ГРП с концевым запечатыванием трещины. Поэтому проектирование обработок должно выполняться с учетом специфических условий коллектора для данной скважины.

Принудительное смыкание: Принудительное смыкание трещины применяют в тех случаях, когда необходимо гарантированно обеспечить наличие проппантной пачки в нужном месте. При технологии принудительного смыкания трещины очень важно иметь возможность регулирования низких значений оттока проппанта из трещины вплоть до момента ее закрытия.

Проппант с полимерным покрытием: Проппант с полимерным покрытием применяется для возможности предупреждения выноса проппанта.

Смысл применения данного типа проппанта состоит в том, что между зернами проппанта образуется дополнительное сцепление, оказывающее дополнительное сопротивление влекущей силе потока. Поскольку в настоящее время гибкая труба не используется для выполнения промывки скважины, можно применять только проппант с полимерным покрытием, который садится в стволе скважине не только за счет температуры, а для спекания и сцепления зерен друг с другом дополнительно требует усилия и температуры смыкания трещины. В противном случае потребуется разбуривание проппанта с полимерным покрытием, или же, эффект от ГРП будет весьма ослаблен, поскольку за перфорациями не останется больше проппанта, что выразится в снижении дебита, особенно в длительной перспективе.

После образования трещины при гидроразрыве ее дальнейшее распространение происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему главному напряжению. Свое начало трещина берет в точке наименьшего пластового напряжения. Но поскольку имеется фазовый сдвиг на 60 или 90 градусов, то, скорее всего, это означает, что не все отверстия перфорации будут совмещены с трещиной. Некоторые отверстия перфорации вообще не будут задействованы, как это показывают проводимые диагностические закачки (ступенчатый тест с понижением подачи). Тогда это означает также, что и проппанта не будет в этих отверстиях перфорации и есть вероятность того, что через эти отверстия будет идти отток пластового песка на более позднем этапе эксплуатации скважины. Единственный способ исправить эту ситуацию состоит в том, чтобы выполнить прострел отверстий перфорации со сдвигом фазы на 180 градусов в направлении максимального горизонтального напряжения.

Для того, чтобы устранить вынос проппанта используются как проппанты с частично отвержденным покрытием, так и проппанты с покрытием, подлежащим полному процессу отверждения. Имеется большое разнообразие проппантов с полимерным покрытием, предназначенным для разных применений. Критериями для выбора нужного проппанта являются давление смыкания, температура, область конкретного применения.

Имеется несколько факторов, влияющих на процесс выноса проппанта при использовании проппанта с полимерным покрытием. Здесь они приведены не обязательно в порядке степени воздействия, однако, все они взаимосвязаны и влияют на конечный результат:

Система полимера: полимерные системы рассчитаны на их отверждение (полимеризацию) при различных температурах, напряжениях смыкания и отличаются особыми свойствами

Температура и профиль смыкания под который «садится» проппантная пачка. В частности время, в течение которого проппант находится в составе суспензии, температурная кривая нагревания суспензии и пачки в пласте, а также кривая давления смыкания.

Составляющие жидкости разрыва, кислотность рН, вязкость и температура.

Сферичность проппанта и его размер по номеру сита (меш). Чем большую сферичность и размер имеет проппант, тем легче он выдавливается из трещины (если он помещен в породу с высоким значением модуля при минимальном осаждении). Зерна проппанта большого размера имеют меньше точек взаимного соприкосновение на единицу объема.

Способ отработки скважины и/или технологический перерыв с последующей отработкой.

Одной из наиболее ответственных операций, позволяющих избежать создания ситуации возможного выноса проппанта, является работа по очистке скважины после закачки расклинивающего агента во время операции гидроразрыва. Любая проппантная пачка, как из обычного, так и из проппанта с полимерным покрытием, рассчитываются таким образом, чтобы оказывать определенное противодействие влекущей силе потока. Проппант образует проппантную пачку, которая сохраняется свою целостность до определенного предела, пока влекущая сила не превысит его, либо на проппантную пачку будут оказывать воздействие внешние факторы, например, импульсные нагрузки, выражающиеся в циклически изменяющихся напряжениях. Хотя проппант с полимерным покрытием и обеспечивает большее усилие сцепления между зернами проппанта, возникшее сцепление может быть нарушено при приложении чрезмерного усилия или воздействии циклически изменяющегося напряжения на проппантную пачку. Материал полимера обычно характеризуется хрупкостью, и любые импульсные нагрузки могут нарушить это сцепление. Нарушение этого сцепления мы наблюдали на лабораторных образцах и это свидетельствовало о том, что на проппантную пачку из полимерного проппанта было оказано слишком большое усилие. Полимер, используемый для AcFrac CR, фактически обладает даже еще большей хрупкостью по сравнению с полимером, используемым в производстве Керамакс I, и вероятность разрушения сцепления зерен становится еще выше.

Точно так же, как и при промывке скважины, вывод скважины на режим должен производиться плавно во избежание возникновения импульсных нагрузок. После надлежащей очистки скважины оптимальные объемы отбора должны основываться на прогнозных показателях после проведения ГРП. В тех случаях, когда невозможно гарантировать чистоту скважины, тогда может быть использован один насос в качестве протекторного расходуемого насоса, который приносится в жертву. Однако, это не обязательно, если скважина была должным образом очищена, проппантная пачка сохранила стабильность и на нее не было оказано никакого пульсирующего или расшатывающего воздействия. Конечно, как было уже отмечено ранее, всегда есть вероятность того, что проппант с полимерным покрытием не перекрыл полностью интервал перфорации.

Кроме того, уменьшая длину перфорации и соответственно вероятность, что это произойдет, этого явления можно избежать вообще. Предупредить возникновение такой ситуации невозможно, поскольку реакция каждой скважины отличается, особенно, когда мы имеем дело с рыхлыми пластами.

Для корректировки проведенных ГРП можно рекомендовать два вида корректирующих ремонтных мероприятий:

а. Дополнительное запечатывание проппантной пачки с использованием только проппанта с полимерным покрытием

б. Обработка в пласте с целью уплотнения

Обработка в пласте с уплотнением выполняется методом закачки для уплотнения проппантной пачки или пластового песка в приствольной зоне. Обработка для уплотнения в пласте является технологией, направленной на то, чтобы остановить выход проппанта или песка, искусственно связав зерна проппанта или пластового песка в одну общую массу. Через отверстия перфорации прокачивается жидкий полимер, попадая в поровые пространства между зернами проппанта или песка. Избыток полимера затем удаляется промывкой или методом разделения фаз. Полимерная оболочка покрывает зерна проппанта или песка, застывает и уже удерживает песок на месте.

Имеется несколько типов доступных полимеров: эпоксидные смолы (HydroCon E, PropLok), фурановые смолы (Hydrofix, Sanfix) и фенольные смолы. Процессу упрочнения способствуют следующие условия:

Непродолжительное время

Ранее не наблюдалось оттока песка

Ограниченная склонность к выносу песка

Высокое пластовое давление

Хорошее качество песка с проницаемостью в вертикальном направлении Обычно закачивают тип полимера, соответствующий данному проппанту.

Но чтобы выполнить эту работу, необходима соответствующая предварительная промывка при помощи поверхностно-активного вещества. Предварительная промывка жидкостью необходима для того, чтобы подготовить пласт к приему полимера. Далее нагнетается полимер с малой вязкостью, который стремится к поверхностям кремнезема. Для вымывания полимера из порового пространства нужна последующая промывка. И последняя стадия - это закачка катализатора в матрицу из увлажненного полимером песка, после чего сразу же начинается процесс отверждения.

Выводы

На способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта влияют многие факторы. Но только определенные целенаправленные решения, учитывающие все обстоятельства, могут снизить и свести к минимуму вынос мелких механических частиц и проппанта. Для начала скважина должна быть хорошо подготовлена. Следующий шаг - непосредственно проведение на ней ГРП, в процессе которого могут быть сделаны измерения определенных параметров, способствующих выносу проппанта. Предельно внимательно нужно относиться к пласту во избежание воздействия на него периодических импульсных нагрузок. Такие периодические нагрузки вызывают циклические напряжения, которые разрушают любую созданную проппантную пачку. Это относится к любому виду проппанта с полимерным покрытием. Проппанты с полимерным покрытием рассчитываются так, чтобы выдерживать влекущую силу потока, но они не выдерживают импульсных нагрузок.

Необходимо понять, что стопроцентная эффективность предупреждения выноса проппанта и миграции мелких частиц не всегда возможна из-за самого характера коллектора и других факторов, влияющих на вынос проппанта, таких как распределение проппанта с полимерным покрытием в интервале перфорации.

В частности, мы должны представлять себе, что на больших интервалах перфорации решить проблему, скорее всего, не удастся.

В этих случаях фильтры могут оказаться единственной возможностью по предупреждению выноса проппанта. Однако, фильтры обладают положительным механическим скин-эффектом и применение фильтра снизит дебит. Они также легко забиваются пластовыми мелкими частицами, нарушают нормальную работу и требуют замены. Другая возможность состоит в том, чтобы в процессе всей обработки использовать 100 процентов проппанта с полимерным покрытием, чтобы гарантированно не происходило смешивания, однако, такой подход может оказаться нереализуемым по экономическим показателям

Выводы и рекомендации

Из вышеизложенного анализа можно сделать вывод, что ГРП является более эффективным, чем глубокопроникающая перфорация, однако, в некоторых случаях необходимо рассматривать целесообразность применения глубокопроникающей перфорации как альтернативы ГРП.

- считать целесообразным применение ГРП только по новой технологии

- рекомендуется применять ГРП с РИР, для уменьшения обводненности продукции

- во время ГРП применять технологии, предупреждающие вынос проппанта

- продолжить практику широкого применения ГРП для интенсификации разработки объекта АВ11-2

- при планировании технологии процесса ГРП определять количество пропанта исходя из условия расхода пропанта не менее 3-х, но не более 5 т. на 1м. нефтенасыщенной эффективной толщины пласта, причём оптимальной концентрацией предлагается считать 4 тонны на 1м. нефтенасыщенной толщины.

- при планировании процесса ГРП на объектах, где может произойти прорыв воды рассматривать возможность применения глубокопроникающей перфорации вместо ГРП.

4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Обоснования мероприятий и анализ научно-технического развития «СНГДУ-2»

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

1. Повышение среднего дебита на новых скважинах за счёт улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счёт ГРП и за счёт бурения горизонтальных скважин.

2. Повышение среднего дебита за счёт совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надёжности оборудования и межремонтного периода , оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с призабойной зоной пласта, совершенствование работ по текущему и капитальном ремонту скважин.

3. Повышение эффективного использования разведанных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических методов .

4. Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

Гидравлический разрыв пласта используется для повышения нефтеотдачи пластов месторождений вступивших в третью и четвертую стадии разработки, а также для освоения новых месторождений, где коллекторские свойства пластов оставляют желать лучшего.

В предыдущих частях курсового проекта был рассмотрен гидравлический разрыв пласта как элемент разработки месторождения, техника и технология гидроразрыва. Произведена оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. В этой части проводится экономическое обоснование целесообразности проведения ГРП.

4.2 Методика технологического обоснования НТП

Научно технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности.

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли чистой П + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

ПДН=П+ А - К (4.1)

П=Вр - Зтек - А - Н (4.2)

где:

Вр - прирост выручки от реализации;

Вр = Q Ц (4.3)

Зтек - затраты текущие;

Н - налоги; Q - прирост продукции;

Прирост добычи

Q= q n 365 Кэ (4.4)

Где: Q - добыча; q - суточная добыча; n - количество скважин;

Кэ - коэффициент эксплуатации.

1) Q =q nскв 365 Кэ · nв/100*pн (4.5)

2) Q = q n 365 Кэ (4.6)

3) Q = q n 365 К (4.7)

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

Зтек = Змер + Здоп.доб (4.8)

Где Змер - затраты на мероприятие;

З доп.доб - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

Змер = С/Сед n (4.9)

где: n - количество проведенных мероприятий.

Здоп.доб = Q Зус.-пер (4.10)

где: З ус.-пер - условно переменные затраты.

З ус.-пер = с/с dy.пеp / 100 (4.11)

где: dу.пер - удельный вес условно переменных затрат, принят 36,5 %.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

В рассматриваемом в настоящем проекте расчете не будут учитываться капитальные затраты, ввиду их отсутствия при проведении обработки ГРП.

Расчетный период определяется следующим образом:

1. Если мероприятие связано с приобретением и установкой оборудования (основных средств), расчетный период принимается равным сроку службы оборудования.

2. Если мероприятие связано с интенсификацией добычи нефти, расчетный период равен 4 годам.

3. Во всех остальных случаях расчетный период равен 3 годам плюс время, связанное с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования.

Для учета фактора времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

=(1+Е) tp-t (4.12)

где: Е - норма дисконта, показывает процент доходности на капитал, в стабильных условиях принимается равным 0,15.

tp - расчетный год; t-текущий год, показатели которого приводятся к расчетному году.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

НПДН= ПДН (4.13)

НПДН умножается на коэффициент дисконтирования соответствующего года и получается показатель, который называется чистая текущая стоимость.

ЧТС= НПДН (4.14)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение мероприятия.

При обосновании одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС имела знак (+).

При обосновании нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

4.3 Исходные данные

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости.

Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры. Расчетный период - 4 года

Таблица 4.1 Расчетные данные

Показатели

Года

Ед. измер.

2009

2010

2011

2012

Число ГРП

шт.

69

-

-

-

Стоимость проведения ГРП

тыс. руб.

2000

-

-

-

Цена нефти

руб.

2000

2300

2500

2750

С/С нефти

руб.

860

1000

1600

1980

Коэффициент эксплуатации.

-

0,95

0,95

0,95

0,95

Удельный вес условно переменны затрат

%

36,5

36,5

36,5

36,5

Прирост дебита после ГРП

т/сут

35,9

26,4

15,7

8,9

Данные вычислений сведем в таблицу:

Таблица 4.2 Расчет ЧТС

Показатели

Ед. измерения

года

2009

2010

2011

2012

1.Дополнит. Добыча

тыс. тонн

2353,25

1730,52

1029,14

583,40

2.Прирост выручки

тыс. руб.

4706490,00

3980196,00

2572837,50

1604336,25

3.Текущие затраты

тыс. руб.

876683,61

631639,80

601014,84

421619,57

3.1.Затраты по мер

тыс. руб.

138000

0

0

0

3.2.Затраты на доп.доб.

тыс. руб.

738683,61

631639,80

601014,84

421619,57

4.Прибыль от реализ.

тыс. руб.

3829806,39

3348556,20

1971822,66

1182716,68

5.Налог на прибыль

тыс. руб.

919153,53

803653,49

473237,44

283852,00

6.ПДН

тыс. руб.

2910652,86

2544902,71

1498585,22

898864,68

7.НПДН

тыс. руб

2910652,86

5455555,57

6954140,79

7853005,47

8.Коэф. дисконтирования

-

0,870

0,756

0,658

0,572

9.ДПДН

тыс. руб.

2531002,49

1924312,07

985344,11

513928,80

10.ЧТС

тыс. руб.

2531002,49

4455314,56

5440658,67

5954587,46

Результаты расчетов представлены в таблице 4.2, на рис 4.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости при проведении ГРП.

Рис. 4.1 Профили НПДН и ЧТС

Анализируя данные таблицы 4.2 и рисунка 4.3 заметно, что затраты на ГРП окупаются в первый год. А поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года проведения ГРП. Поток денежной наличности 2009-2012 г. составил 898864,68тыс.руб.

4.4 Расчет чувствительности проекта к риску

Для оценки чувствительности проекта необходимо подсчитать ЧТС и НПДН при заданных вариациях параметров.

Расчет чувствительности проведения ГРП на Самотлорском месторождении был произведен при следующих диапазонах изменения параметров:

- стоимость обработки (-20%; +30%);

- дополнительная добыча нефти (-20%; +10%);

- ставка налога на прибыль (-10%; +10%);

- цена на нефть (-10%; +20%);

- текущие затраты (-15%;+10%)

Результаты расчета для ГРП сведены в таблицы с 4.3 по 4.7, а диаграмма чувствительности проекта изображена на рис. 4.2.

Таблица 4.3 Расчет ЧТС при ?Q=(-20,+10)%

Показатели

-20%

10%

2009

2010

2011

2012

2009

2010

2011

2012

Доп. Добыча, тыс.т.

1882,6

1384,4

823,3

466,7

2588,6

1903,6

1132,0

641,7

Прирост выручки, тыс.руб.

3765192,0

3184156,8

2058270,0

1283469,0

5177139,0

4378215,6

2830121,3

1764769,9

Зат.на доп.доб, тыс.руб

590946,9

505311,8

480811,9

337295,7

812552,0

694803,8

661116,3

463781,5

Текущие затраты.,тыс.руб

728946,9

505311,8

480811,9

337295,7

950552,0

694803,8

661116,3

463781,5

Прибыль.от реализ,тыс.руб

3036245,1

2678845,0

1577458,1

946173,3

4226587,0

3683411,8

2169004,9

1300988,4

Налог на прибыль., тыс.руб

1062685,8

937595,7

552110,3

331160,7

1479305,5

1289194,1

759151,7

455345,9

ПДН,тыс.руб

1973559,3

1741249,2

1025347,8

615012,7

2747281,6

2394217,7

1409853,2

845642,4

Коэф. дисконт.

0,9

0,8

0,7

0,6

0,9

0,8

0,7

0,6

ДПДН,тыс.руб

1716138,5

1316634,6

674182,8

351635,5

2388940,5

1810372,5

927001,4

483498,8

ЧТС, тыс.руб

1716138,5

3032773,1

3706955,9

4058591,4

2388940,5

4199313,0

5126314,4

5609813,2

Таблица 4.4 Расчет ЧТС при Цн=(-10,+20)%

Показатели

-10%

20%

2009

2010

2011

2012

2009

2010

2011

2012

Цена нефти, тыс. руб

1800

2070

2250

2475

2400

2760

3000

3300

Прирост выручки, тыс .руб

4235841,0

3582176,4

2315553,8

1443902,6

5647788,0

4776235,2

3087405,0

1925203,5

Приб. от реализ,тыс.руб

3359157,4

2950536,6

1714538,9

1022283,1

4771104,4

4144595,4

2486390,2

1503583,9

Налог на приб. ,тыс. руб

1175705,1

1032687,8

600088,6

357799,1

1669886,5

1450608,4

870236,6

526254,4

ПДН, тыс .руб

2183452,3

1917848,8

1114450,3

664484,0

3101217,9

2693987,0

1616153,6

977329,6

ДПДН ,тыс. руб

1898654,2

1450169,2

732769,2

379920,9

2696711,2

2037041,2

1062647,2

558791,3

ЧТС, тыс. руб

1898654,2

3348823,4

4081592,6

4461513,4

2696711,2

4733752,4

5796399,6

6355191,0

Таблица 4.5 Расчет ЧТС при ТЗ=(-15,+10)%

Показатели

-15%

10%

2009

2010

2011

2012

2009

2010

2011

2012

Текущие затр., тыс. руб.

745181,1

536893,8

510862,6

358376,6

1008186,1

726385,8

691167,1

484862,5

Приб. от реализации, тыс. руб

3961308,9

3443302,2

2061974,9

1245959,6

3698303,9

3253810,2

1881670,4

1119473,7

Налог на прибыль.

1386458,1

1205155,8

721691,2

436085,9

1294406,3

1138833,6

658584,7

391815,8

ПДН, тыс. руб

2574850,8

2238146,4

1340283,7

809873,8

2403897,5

2114976,6

1223085,8

727657,9

ДПДН, тыс. руб

2239000,7

1692360,2

881258,3

Страница:


Подобные документы

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