Основная дополнительная добыча нефти получена от проведения ГРП (74,35 % всей дополнительной добычи нефти).

С целью увеличения выработки запасов по месторождению, планируется провести 9 операций ГРП.

Отсрочка проведения данных работ приведет к недостижению дополнительной добычи нефти от реализации ГТМ а также к невыполнению проектного КИН по объектам разработки и по месторождению в целом.

Таблица 4.1. Распределение дополнительной добычи нефти от проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов Ван-Еганского месторождения на 01.01.2011 г.

4.2 Технико-экономические показатели скважин. Техническое обоснование проекта

Для реализации существующего проекта все необходимые аспекты изучены и учтены, т. е.: Ван-Еганское месторождение ООО «СП «Ваньеганнефть» разрабатываются на основании утвержденных проектных документов. Существующая развитая инфраструктура позволяет осуществлять переезды бригад, завоз оборудования, запуск скважин в работу без дополнительных затрат. Сервисные организации, осуществляющие работы ПНП имеют соответствующие лицензии, договора с ними заключены на основании результатов тендера.

Проведение операций ГРП на скважинах предполагает постановку бригад КРС для проведения подготовительно-заключительных работ, постановку флота ГРП непосредственно для проведения операции ГРП и дальнейшее освоение скважин с последующим спуском в них глубинно-насосного оборудования. Для расчета возьмем технико-экономические показатели скважин, на которых планируется проведение ГРП (табл. 4.2).

Таблица 4.2. График выполнения проекта ГРП

4.3 Расчет показателей экономической эффективности ГРП

Мероприятия научно-технического прогресса оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели:

· позитивное - через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий;

· негативное - через ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятий НТП.

В результате внедрения мероприятий НТП может быть положительный либо отрицательный эффект, соответственно предприятие получит дополнительную прибыль или потерпит убытки.

В качестве положительного примера рассмотрим экономический эффект от проведения ГРП на Ван-Еганском месторождении.

Для анализа сведем необходимые данные в таблицу 4.3

Таблица 4.3. Исходные данные для расчета

Для рассматриваемого проекта прирост выручки должен быть вызван увеличением объема реализации нефти, дополнительно полученным от проведения ГРП.

Экономическими критериями эффективности реализации проекта являются:

§ прирост потока денежной наличности;

§ прирост чистой текущей стоимости;

§ срок окупаемости;

§ коэффициент отдачи капитала;

§ внутренняя норма рентабельности;

§ чувствительность проекта к риску.

Текущие затраты на проведение работ по реализации мероприятия составляют стоимость работ бригады КРС, затраты на ГИС, ПВР, РИР и ГРП. За первый год реализации проекта текущие затраты составят 52 406,8 т. руб.

Выручка за 2011 год от проведения мероприятия рассчитывается по формуле:

В = Q_доп * Ц = 9,04 * 6,000 = 54 240,0 т. руб. (4.1)

Где Q_доп - дополнительная добыча нефти, т.т.,

Ц - цена 1 тонны нефти, т. руб.

Прирост прибыли от реализации рассчитывается по формуле:

П_реал = Qн*(Ц - Сс) = 9,04 * (6,000 - 8,074) = -18 748,9 т. руб. (4.2)

Где Qн - дополнительная добыча нефти, т.т.,

Ц - цена 1 тонны нефти, т. руб.,

Сс - себестоимость 1т. нефти, т. руб.

Если по проекту используется новое оборудование (как в нашем случае), то налог на имущество рассчитывается по формуле:

Н_им = С_об * N_им / 100 = 8 895,082 * 2,0 / 100 = 177,902 т. руб. (4.3)

Где Н_им - налог на имущество, т. руб.,

N_им - ставка налога на имущество, % (в 2011 г. составляет 2,0 %),

С_об - стоимость нового оборудования, т. руб.

Прибыль, облагаемая налогом, рассчитывается по формуле:

П_обл = П_реал + П_выб - Н_им = -18 748,9 + 0 - 177,902 = -18 926,80 т. руб., (4.4)

Где П_обл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб.,

Н_им - налог на имущество, т. руб.,

П_реал - прибыль от реализации, т. руб.,

П_выб - прибыль от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия, т. руб. В условиях рассматриваемого проекта П_выб = 0, так как оборудование, выбывшее при проведении ГРП, не реализуется, а продолжает использоваться на других проектах.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Н_пр = П_обл * N_пр / 100, (4.5)

Где Н_пр - налог на прибыль, т. руб.,

П_обл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб.,

N_пр - ставка налога на прибыль, %.

В связи с тем, что в первом году реализации проекта прибыль, облагаемая налогом отрицательная (-18 926,80 тыс. руб.), то и налог на прибыль в первом году реализации проекта не платится.

Основную часть налоговых выплат составляет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), и с учетом всех налогов, общая налоговая выплата в первый год реализации проекта составит:

Н = Н_пр + Н_им + НДПИ= 0 + 177,9 + 18 196,8 = 18 374,7 тыс. руб., (4.6)

Где Н_пр - налог на прибыль, т. руб.,

Н_им, - налог на имущество, т. руб.

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых, т. руб.

Поток денежной наличности рассчитывается по следующей формуле:

ПДН = В-И - К - Н, (4.7)

Где В-выручка от проведения мероприятия, тыс. р.,

И - текущие затраты, тыс. р.,

К - капитальные затраты, тыс. р.,

Н - величина налоговых выплат, тыс. р.

Таким образом, по формуле (4.7) вычислим ПДН для рассматриваемого проекта в первый год реализации:

ПДН = 54 240,0 - 52 406,8 - 8 895,082 - 18 374,7 = - 25 436,6 тыс. руб.

Аналогично рассчитаем показатели для последующих лет реализации проекта и сведем полученные данные в таблицу 4.4.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости затрат (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Индекс доходности капитала можно определить по формуле:

ИД = 1 + (ЧТС/З), (4.8)

где ЧТС - чистая текущая стоимость, тыс. руб.,

З - затраты на мероприятие, тыс. руб.

В соответствии с формулой (4.8), вычисляем ИД для рассматриваемого проекта:

ИД = 1+163 263,1/61 301,9 =3,66 ед.

Таблица 4.4. Расчет экономических показателей

4.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку все проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную как с природными, так и с рыночными факторами, то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора.

Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов:

Qн = (-30 %; +10 %);

Ц = (-20 %; + 20 %);

З_тек = (-10 %; +10 %);

З_кап = (-5 %; +15 %);

Н = (-20 %; +20 %);

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Методика расчёта чистой текущей стоимости при изменении факторов аналогична рассмотренной в пункте 4.3. Результаты расчётов сведены в таблицы 4.5-4.14. На основании полученных данных строим диаграмму чувствительности проекта (рис. 4.2)

Таблица 4.5. Расчет экономических показателей при уменьшении добычи нефти на 30 %

Таблица 4.6. Расчет экономических показателей при увеличении добычи нефти на 10 %

Таблица 4.7. Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20 %

Таблица 4.8. Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20 %

Таблица 4.9. Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Таблица 4.10. Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Таблица 4.11. Расчет экономических показателей при уменьшении капитальных затрат на добычу нефти на 5 %

Таблица 4.12. Расчет экономических показателей при увеличении капитальных затрат на добычу нефти на 15 %

Таблица 4.13. Расчет экономических показателей при уменьшении налогов на 20 %

Таблица 4.14. Расчет экономических показателей при увеличении налогов на 20 %

Таблица 4.15. Динамика ЧТС при различных вариациях факторов

Заключение

Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности.

Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели - наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель - основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта.

Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, - один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных ГИС и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Для оценки текущих и будущих дебитов нефти, определения точек и объемов закачки агента с целью ППД, анализа выработки запасов, прогноза работы скважин и планирования воздействий на пласты строится гидродинамическая модель с учетом всех физических свойств.

Рекомендуется бурение новых скважин в северной части пласта ЮВ1 и проведение ГРП, так как такое решение обосновано расчетами и эффективно.

Список использованных источников

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // М., Недра, 1986 г. - 506 с.

2. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений // Недра, 1972 г.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. - М.: Наука, 1982. - 407 с.

4. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Изд. «Путиведъ», 2000.

5. Максимов М.М. Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.264 с.

6. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39-2699325-204-86, 1986, 144 с.

7. И.А. Чарный Подземная гидрогазодинамика - Москва, Гостоптехиздат 1963

8. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. - М.: Недра, 1985. 288 с.

9. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М. Недра-Бизнесцентр 2001. - 562 с.: ил.

10. А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин Моделирование процессов нефтегазодобычи // Москва, 2004 г. с. 368

Размещено на Allbest.ru