Отчет по практике: Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения

Синтезированный состав «КСК» представляет собой комплекс новых рецептур, содержащих минеральные и органические кислоты, ПАВ, спирты, полимеры, замедлители реакций.

КСМД (кислотный состав медленного действия) - основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД.

Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. За счет этого эффекта достигается транспортирование кислоты по трещинам в глубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины.

КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного ГРП, ОПЗ горизонтальных скважин.

Технология повышения нефтеотдачи пластов с использованием КСМД (кислотного состава медленного действия) в 2012 году была реализована на 4-х скважинах.

Исходные данные для расчета экономической эффективности данного мероприятия представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе КСМД (кислотный состав медленного действия)

Экономический эффект от применения новой технологии формируется за счет экономии эксплуатационных затрат на проведение поинтервальной опрессовки, а также за счет экономии затрат на спуск-подъем извлекаемого конуса и рассчитывается согласно основных положений РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» по следующей формуле:

ЭТ = РТ - ЗТ,(4.4)

где ЭТ - экономический эффект от осуществления мероприятия;

РТ - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия;

ЗТ - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия.

Базой для экономических расчетов служат в первую очередь технологические показатели с учетом динамики их изменения за анализируемый период: годовая добыча нефти, годовая добыча жидкости, годовая добыча попутного газа, годовая закачка воды в пласт.

Переменные расходы на извлечение нефти (без налога на добычу полезных ископаемых) равны 143,3 руб. на 1 тонну, постоянные в течение всего расчетного периода.

Налог на прибыль в настоящее время составляет 20% от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

Норма дисконта на 2012-2013гг. в НГДУ «Альметьевнефть» составляет 10%. Расчет показателей экономической эффективности производится в неизменных ценах. Оценка экономической эффективности вариантов проекта в целом рассчитывается на основе определения денежных потоков от операционной деятельности и инвестиционной деятельности.

На предприятии планируемый срок эффекта от проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов составляет 12 мес. Расчетный период разбивается на шаги (1,2,3, …). Время в расчетном периоде измеряется в месяцах, то есть один шаг равен одному месяцу.

Расчеты всех предлагаемых мероприятий проводились по следующим шагам:

) Сначала мы находим прирост добычи нефти за год:

мес = qдоп.(ср) × nскв. × tр × Кэ × Кпд , (4.5)

где qдоп.(ср) - среднесуточный дополнительный дебит;

nскв. - количество скважин;

tр - календарное время работы скважины;

Кэ - коэффициент эксплуатации;

Кпд - коэффициент падения добычи нефти.

) Выручка без НДС:

В = Qмес. × Цреал. (4.6)

) Производственные затраты (З) складываются из переменных расходов, налога на добычу полезных ископаемых и затрат на проведение мероприятия.

) Расчет налога на прибыль:

Нп = (В - З) × 20%. (4.7)

) Для нахождения ЧДД необходимо произвести следующий расчет:

Дисконтированное сальдо = (В - З - Нп) × αm. (4.8)

Накопленное дисконтированное сальдо и будет равно ЧДД.

) Для нахождения индекса доходности дисконтированных затрат, сначала определяем дисконтированные притоки и дисконтированные оттоки за весь срок эффекта, затем находим отношение дисконтированных притоков к абсолютному значению дисконтированных оттоков.

) Дисконтированный срок окупаемости, это тот момент, когда ЧДД становится положительным числом.

Расчет произведен на основании исходных данных НГДУ «Альметьевнефть» в ценах 2012 года.

Расчет экономической эффективности от внедрения МУН пластов на основе КСМД представлен в ПРИЛОЖЕНИИ 3, результаты расчетов сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Результаты расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе КСМД

Среднесуточный дебит скважин, на которых планируется проведение данного мероприятия увеличится в среднем на 2,4 т/сут., что позволит предприятию за первый месяц применения технологии получить дополнительно 264 т нефти, а по окончании первого года реализации мероприятия дополнительная добыча нефти составит 2430 т.

Сумма выручки от реализации добытой нефти в первый год действия технологии составит 24719 тыс.руб.

Сумма прибыли после налогообложения и за вычетом всех расходов на проведение мероприятия составит 12891 тыс.руб.

При начальном вложении инвестиций в размере 2419,6 тыс.руб. технология окупит себя уже через 1,8 месяца, и по окончании срока реализации мероприятия принесет предприятию дополнительную прибыль в виде чистого дисконтированного дохода в размере 9964 тыс.руб.

Рис. 4.1 Динамика ЧДД по мероприятию внедрения МУН пластов на основе КСМД

Индекс доходности по проекту составляет 1,735 д.ед., а индекс доходности дисконтированных затрат 1,723 д.ед.

Таким образом, показатели оценки экономической эффективности инвестиционных проектов соответствуют норме: ЧДД>0, ИДД >1, а индекс доходности даже выше предельно-минимального индекса доходности проектов, утвержденного ОАО «Татнефть». Это свидетельствует о том, что внедрение данного мероприятия эффективно и может принести предприятию дополнительную прибыль.

4.1.4 Расчет экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав)

Для некоторых пород с преобладанием поровой матрицы (и технологических операций по стимуляции) требуется практически небольшое замедление скорости реакции, этому требованию отвечает рецептура ПАКС, содержащая кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт 3-5% об., неонол АФ9-12 или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002 0,5-2 % об., уксусная кислота 80%-ой концентрации 3-5 % об., деэмульгатор водорастворимый 2-4 % об., водный раствор соляной кислоты 20-24 %-ой концентрации 84-91,5 % об. За счет включения в рецептуру вышеприведенных компонентов при определенных найденных соотношениях регулируются скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение, при этом, замедляя скорость реакции от двух до шести раз (по сравнению с чистой соляной кислотой), увеличивая динамическую вязкость в 2-4 раза (по сравнению с чистой соляной кислотой), снижая поверхностное натяжение в два-три раза (по сравнению с составами, применяемыми в ОАО «Татнефть»).

ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав) - основа технологии кислотной обработки порово-трещиноватых карбонатных коллекторов. Технология предполагает закачку в пласт при больших скоростях оторочки ПАКС и ее продавку в глубь пласта.

Механизм действия ПАКС основан на усилении кислотного воздействия за счет снижения поверхностного натяжения на границе фаз, изменения смачиваемости поверхности породы, увеличения глубины проникновения обрабатывающего состава, снижения скорости реакции, более полного удаления продуктов реакции из пласта при освоении.

ПАКС может применяться в процессе первичной кислотной обработки при освоении пробуренной скважины, для обработки пласта под давлением, в технологии кавернонакопителей и других способах СКО.

С целью увеличения добычи нефти технология с применением ПАКС была внедрена в 2012 г. на 3 скважинах.

Исходные данные для расчета экономической эффективности применения технологии представлены в табл. 4.4.

Таблица 4.4 Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ПАКС

Расчеты производились по формулам, приведенным в п.4.1.2, 4.1.3 раздела и представлены в ПРИЛОЖЕНИИ 4, результаты расчетов сведены в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 Результаты расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ПАКС

Таким образом, при общем объеме инвестиций 1949 тыс.руб. для внедрения технологии по увеличению нефтеотдачи пластов на основе ПАКС на трех скважинах, НГДУ «Альметьевнефть» уже в первый месяц реализации проекта получит 157 т дополнительной нефти (ПРИЛОЖЕНИЕ 4). Уже через 2,4 месяца проект окупает себя полностью, и в последующие месяцы будет приносить прибыль.

Рис. 4.2 Динамика ЧДД по мероприятию увеличения нефтеотдачи пластов на основе ПАКС

На весь срок расчета эффективности проекта, т.е. через год, предприятие получит дополнительно 1443 т нефти, а также чистый дисконтированный доход в сумме 5403 тыс.руб.

Сумма выручки от реализации добытой нефти в первый год действия технологии составит 14677 тыс.руб.

Сумма прибыли после налогообложения и за вычетом всех расходов на проведение мероприятия составит 7654 тыс.руб.

Индекс доходности больше нуля и равен 1,636 д.ед., что также является показателем доходности и эффективности данного проекта, и даже превышает предельно-минимальные условия отбора инвестиционных проектов, установленные ОАО «Татнефть».

Следовательно, по всем критериям данный инвестиционный проект можно считать эффективным.

4.1.5 Расчет экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция)

Рецептура ГКК, содержащая кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт 3-5% об., уксусную кислоту 80%-ой концентрации 3-5 % об., деэмульгатор водорастворимый 2-4 % об., водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ой концентрации 6-10 % об., водный раствор соляной кислоты 20-24%-ой концентрации 76-86 % об., обеспечивает обработку терригенных песчаников, что значительно расширяет область использования состава.

Механизм действия закачиваемых кислотных композиций основан на усилении кислотного воздействия на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием смачиваемости обрабатываемой поверхности и более полным выносом продуктов реакции.

ГКК может применяться для глинокислотных обработок на любой стадии освоения и интенсификации притока скважин. Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной.

Таким образом, промышленное централизованное внедрение новых технологий кислотной стимуляции скважин позволяет получить существенный народно-хозяйственный эффект за счет дополнительной добычи нефти, сокращения затрат на закупку химреагентов сторонних организаций и фирм.

Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция) представлены в табл. 4.6.

Таблица 4.6 Исходные данные для расчета экономической эффективности внедрения МУН пластов на основе ГКК (глинокислотная композиция)