Скв опер что это в нефтянке

Скв опер что это в нефтянке

Нефтяное месторождение расположено на территории Сургутского и Нижневартовского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 100 км к юго-западу от г. Мегион и 80 км к юго-востоку от г. Сургут. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленном освоении: Киняминское, Южно-Покамасовское, Кетовское.

Месторождение находится в зоне развитой инфраструктуры на площади двух лицензионных участков.

Месторождение открыто в 1981 году, введено в разработку в 1987 году на основании «Проекта пробной эксплуатации месторождения».

На 1.01.2016 г. промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской толщи (пласт Ач-БВ8). Пласты содержат восемь залежей нефти.

За период, прошедший после утверждения запасов ГКЗ в 2009 г. и оперативных пересчетов 2011 г. и 2015 г., на месторождении пробурено более 40 эксплуатационных скважин, а также дополнительные стволы к ним и к ранее пробуренным скважинам, данные по которым позволили уточнить геологическое строение и начальные геологические запасы продуктивных пластов месторождения.

«Технологической схемой разработки Ново-Покурского месторождения» (протокол №4791 ЦКР Роснедр по УВС от 22.12.2009 г.) для обеспечения проектных уровней добычи нефти в 2009-2015 гг. предусматривалось проведение комплекса геолого-технических мероприятий, таких как 1:

— бурение горизонтальных скважин (ГС) – 8 скв.;

— бурение боковых стволов (БС и БГС) – 8 скв.-опер.;

— гидроразрыв пласта (ГРП) – 82 скв.-опер.;

— физико-химические методы на добывающих скважинах (ОПЗ) – 42 скв.-опер.;

— потокоотклоняющие технологии, ВПП – 8 скв.-опер.;

— перфорационные методы (дострелы, перестрелы, переводы с других объектов) – 32 скв.-опер.;

— ремонтно-изоляционные работы (РИР) – 24 скв.-опер.;

— оптимизация режимов работы добывающих скважин – 13 скв.-опер..

Основной объем дополнительной добычи (64,8%) планировалось получить за счет бурения горизонтальных скважин (109,0 тыс.т) и проведения ГРП (152,8 тыс.т). По другим мероприятиям суммарная дополнительная добыча ожидалась на уровне 142,5 тыс.т. Прогноз дополнительной добычи от ГТМ был выполнен без учета переходящего эффекта от мероприятий.

По факту все мероприятия проведены в большем количестве: ГРП – на 14 скв.-опер., БС и БГС – на 27 скв.-опер., ГС – на 19 скв., ОПЗ – на 114 скв.-опер., перфорационные методы – на 10 скв.-опер., РИР – на 5 скв.-опер., оптимизации – на 60 скв.-опер., ВПП – на 2 скв.-опер.

За счет проведения ГРП планировалось получить 152,8 тыс.т нефти (1,9 тыс.т./скв.-опер.). Фактически от мероприятий, проведенных в 2009-2015 гг. (без учета переходящего эффекта), получено 129,4 тыс.т (1,3 тыс.т/скв.-опер.). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча составила 350,7 тыс.т (3,7 тыс.т/скв.-опер.).

За счет бурения горизонтальных скважин планировалось получить 109,0 тыс.т нефти (13,6 тыс.т/скв.). В связи с кратным превышением объемов горизонтального бурения фактически получено 273,7 тыс.т. Прогнозная удельная эффективность ГС практически достигнута – 10,1 тыс.т/скв. (с учетом переходящего эффекта). Основной объем буровых работ выполнен в 2015 г.

За счет бурения боковых стволов (БС) планировалось получить 29,8 тыс.т нефти. Средняя удельная эффективность одного мероприятия прогнозировалась на уровне 3,7 тыс.т/скв.-опер. По факту боковые стволы пробурены, в основном, с горизонтальным профилем. Дополнительная добыча нефти (с учетом переходящего эффекта) составила 429,9 тыс.т (12,3 тыс.т/скв.-опер.), что выше запланированной.

Прогнозная дополнительная добыча нефти за счет таких мероприятий как ОПЗ и оптимизации должна была составить 52,6 тыс.т, по факту получено 175,8 тыс.т (с учетом переходящего эффекта – 412,8 тыс.т). Фактическая удельная эффективность по данным мероприятиям (1,5 и 2,5 тыс.т/скв.-опер., соответственно) несколько выше прогнозной (0,9 и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).

Удельная эффективность от перфорационных работ и РИР составила по факту 0,5 и 0,4 тыс.т/скв.-опер., с учетом переходящего эффекта – 2,1 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., соответственно. Прогнозные значения удельной эффективности – 0,9 и 1,0 тыс.т/скв.-опер. За счет этих мероприятий планировалось дополнительно добыть 51,1 тыс.т, фактическая добыча составила – 34,2 тыс.т, с учетом переходящего эффекта – 101,3 тыс.т.

При запланированных восьми мероприятиях ВПП было проведено десять скважино-операций. Фактическая дополнительная добыча, как и фактический технологический эффект (6,6 тыс. т, 0,7 тыс.т/скв.-опер.), несколько ниже прогнозных показателей (9,0 тыс.т и 1,1 тыс.т/скв.-опер.).

В целом, фактическая дополнительная добыча нефти по мероприятиям 2009-2015 гг. выше прогнозной на 229,5 тыс.т, что, в основном, связано с большим количеством проведенных ГТМ и МУН. С учетом переходящего эффекта фактическая дополнительная добыча нефти составляет 1574,8 тыс.т. Удельная технологическая эффективность одного ГТМ – 1,4 тыс.т (при прогнозном значении – 1,9 тыс.т). С учетом переходящего эффекта эффективность одной скв.-операции составляет 3,4 тыс.т.

На добывающем фонде скважин месторождения за период 2006-2015 гг. проведено 600 ГТМ, таких как: ГРП, ОПЗ, бурение вторых стволов и горизонтальных скважин, перфорационные методы, РИР, оптимизация режимов работы скважин.

Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ – 3727,9 тыс.т (42% от добычи нефти в целом по месторождению за рассмотренный период). Средний удельный технологический эффект – 6,9 тыс. т на одну успешно проведенную скв.-операцию. Средняя продолжительность технологического эффекта составляет 617 суток (20 месяцев).

Динамика проведения мероприятий достаточно равномерная (в среднем 60 мероприятий в год). Наибольший объем ГТМ приходится на 2008 г. (83 мероприятия).

Динамика проведения ГТМ по годам представлена на рисунке 1. Распределение дополнительной добычи нефти, полученной от проведения мероприятий, представлено на рисунке 2.

Основная часть дополнительной добыча нефти за период 2006-2015 гг. обеспечена за счет ввода горизонтальных скважин и ГРП. За счет проведения гидроразрыва пласта получено 1329,1 тыс.т, что составляет 35,7% от всей добычи нефти от ГТМ (рисунок 6.1.2). На мероприятия по бурению горизонтальных скважин приходится 1319,7тыс.т или 35,4%. Также высокими показателями характеризуются мероприятия по бурению боковых стволов (429,9 тыс.т или 11,5% от добычи за счет ГТМ), оптимизации (329,3 тыс.т. или 8,8%) и ОПЗ (206,2 тыс.т или 5,5%). На долю перфорационных методов и РИР в сумме приходится только 114,0 тыс.т (3,1%).

Максимальный удельный технологический эффект приходится на горизонтальные скважины (31,4 тыс.т/скв.-опер.). Вторым по эффективности мероприятием является бурение боковых стволов – 12,3 тыс.т/скв.-опер. Высокой эффективностью характеризуются мероприятия по гидроразрыву пласта – 6,8 тыс.т/скв.-опер. ОПЗ, перфорационные методы и оптимизация характеризуются схожими показателями – 2,0, 2,5 и 3,1 тыс.т/скв.-опер. Наименьший показатель эффективности получен при проведении РИР – 1,2 тыс.т/скв.-опер.

Распределение удельной дополнительной добычи от проведенных ГТМ приведено на рисунке 3.

К мероприятиям, проводимым на нагнетательном фонде, можно отнести ввод нагнетательной скважины из бурения, перевод добывающих скважин под закачку, ОПЗ, ВПП, РИР, перфорационные работы (таблица 1).

Таблица 1 – Результаты проведения ГТМ на нагнетательном фонде (2006-2015 гг.) (Ново-Покурский Л.У.)

Доп. добыча нефти по реагирующим доб. скв., тыс. т

Удельн. технол. эффект, доп. доб. (тыс. т) на 1 скв.

Ср. прод. эф. (сут.)
на 1 доб. скв.

ОПЗ. В период 2006-2015 г. на месторождении было проведено 55 мероприятий ОПЗ (четыре – на объекте ЮВ11, 48 – на объекте ЮВ12, три – на скважинах, работающих одновременно на двух объектах). Дополнительная добыча по скважинам, эксплуатирующих одновременно оба объекта, отнесена на счет ЮВ12. В скважине №599 обработка призабойной зоны в 2015 году проведена совместно с ремонтно-изоляционными работами. Эффект от каждого мероприятия в отдельности в данном случае оценивался как половина от суммарного эффекта.

Успешность проведения ОПЗ на нагнетательном фонде составила 73% (40 из 55 скв.-опер.). Средний прирост приемистости в результате проведения ОПЗ составил 25,8 м3/сут – для объекта ЮВ11, и 30,4 м3/сут – для объекта ЮВ12. Дополнительная добыча нефти, полученная в соседних добывающих скважинах в результате проведения мероприятия, составила: по объекту ЮВ11 – 1,2 тыс. т, по объекту ЮВ12 – 29,4 тыс. т. Для объектов ЮВ11 и ЮВ12 средний технологический эффект равен, соответственно, 0,4 и 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта – 116 и 232 суток.

РИР. В двух скважинах объекта ЮВ12 (№№599 и 1212) были проведены ремонтно-изоляционные работы. Дополнительная добыча нефти была получена от проведения мероприятия в скважине №1212 и составила 0,13 т/сут (скважины №№316 и 1213). Средняя продолжительность эффекта по реагирующим скважинам – 85 суток. Приемистость в результате проведения мероприятия увеличилась с 44,2 до 100,4 м3/сут.

Перфорационные работы были проведены в пяти скважинах №№ 594, 599, 708, 760, 932. В скважине №599, как было сказано ранее, совместно с перфорационными работами была проведена ОПЗ. Дополнительная добыча нефти в соседних добывающих скважинах получена в результате проведения трех мероприятий (60%) и составила 2,4 тыс. т. При этом удельный технологический эффект равен 0,8 тыс. т/скв.-опер., средняя продолжительность эффекта на одну добывающую скважину – 157 суток (пять месяцев).

Выравнивание профиля приемистости (ВПП)

Мероприятия по выравниванию профиля приемистости (ВПП) проведены в общей сложности за рассматриваемый период десять раз на девяти скважинах (2012, 2014 гг.), при этом семь мероприятий можно считать успешными (скв. №№206, 271, 297, 676, 678, 1325 (2 скв.-опер.)). Данные мероприятия позволили сформировать более равномерный фронт вытеснения, что в большинстве случаев привело к увеличению дебитов жидкости в окружающих добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной. Средняя продолжительность эффекта по положительно отреагировавшим добывающим скважинам составила 117 суток. В результате проведенных ГТМ на соседних добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,6 тыс.т, что в среднем на одну скважино-операцию – 0,9 тыс.т.

Таким образом, анализ проведенных ГТМ и МУН показал:

– мероприятия на месторождении проводятся на основании проектных решений 2009 года. В большем объеме проведены ГРП (на 14 скв.-опер.), ОПЗ (на 114 скв.-опер.), перфорационные методы (на десять скв.-опер.), РИР (на пять скв.-опер.), оптимизации (на 60 скв.-опер.), ВПП (на 2 скв.-опер.). В большем количестве пробурены горизонтальные скважины (на 19 скв.) и боковые стволы (на 27 скв.-опер.). По всем видам мероприятий фактическая дополнительная добыча нефти превышает проектный показатель, за исключением ВПП. Эффективность БГС и ГРП выше, чем планировалось (проект – 3,7 и 1,9 тыс.т/скв.-опер., факт – 12,3 и 3,7 тыс.т/скв.-опер).

– максимальный объем ГТМ за период 2006-2015 гг. приходится на объект ЮВ12 (505 скв.-опер.). Основная часть дополнительной добычи нефти обеспечена горизонтальными скважинами (1319,4 тыс.т);

– вторым и третьим по эффективности мероприятиями являются ГРП и бурение вторых стволов. За рассмотренный период проведено 210 скв.-опер. ГРП и 35 скв.-опер. по бурению БС и БГС с успешностью 93% и 100%, соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 1329,1 и 429,9 тыс. т, средний удельный технологический эффект на одну скважино- операцию – 6,3 и 12,3 тыс. т.;

– удельная эффективность таких мероприятий как оптимизация режимов работы скважин, перфорационные работы, ОПЗ оценивается на уровне 2,0-3,1 тыс.т/скв.-опер., успешность проведения – 80-89%. За счет данных видов ГТМ получено 657,5 тыс. т.

– ремонтно-изоляционные работы и ВПП характеризуются невысокой удельной технологической эффективностью – 1,2 и 0,9 тыс.т/скв.-опер., прирост добычи нефти за счет мероприятий составил 69,2 тыс.т.

Источник

Выпускная квалификационная работа (стр. 4 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5

Расширяется применение циклической закачки с целью колебания пластового давления и усиления проявления гравитационной сегрегации фаз. Для повышения интенсивности отборов и нагнетания в отдельных скважинах намечается использование гидроразрывов и кислотных обработок под давлением с последовательной закачкой глинокислотного раствора и жидкости с низким содержанием проппанта. Все это позволит продлить безводный период эксплуатации залежи нефти фундамента и улучшить экономические показатели разработки месторождения.

Анализ экономической эффективности разработки месторождения Белый Тигр

Разработка месторождения Белый Тигр началась в 1986 году. На месторождении Белый Тигр находятся в эксплуатации 3 объекта разработки: залежи нефти нижнего миоцена, олигоцена и фундамента. По состоянию на 01.01.2007 г. добыто 4 тыс. тонн нефти. Основные экономические показатели разработки месторождения Белый Тигр за период г. г. и за 9 месяцев 2007 г. представлены в Таблице 5.

За почти 21 лет эксплуатации м/р Белый Тигр выручка от реализации нефти на одну тонну добываемой нефти составила 205,6 USD. Чистая прибыль СП «Вьетсовпетро», полученная после реинвестиции части прибыли на один затраченный доллар составила 1,9 USD и 75,5 USD на одну тонну добываемой нефти (после вычета из выручки от реализации накопленного объема товарной нефти затрат на геолого-разведочные работы, на бурение скважин, затрат в обустройство месторождения, эксплуатационных затрат в добычу, подготовку, транспортировку нефти и газа, выплаты всех установленных для СП «Вьетсовпетро» в СРВ налогов).

Экономический анализ мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон»

Разработка месторождений СП «Вьетсовпетро» с 2003 года ведется в условиях естественной падающей добычи нефти. Это обусловлено выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, обводнением залежи фундамента и, как следствие, с сокращением фонтанного фонда скважин. Увеличивается количество скважин, требующих капитального ремонта и перевода их на механизированные способы добычи. В этих условиях все большее внимание уделяется осуществлению геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон». Усовершенствуется система закачки воды с целью поддержания пластового давления, внедряются мероприятия по максимальному использованию потенциальных возможностей добывающих скважин. К последним относятся оптимизация технологических режимов работы скважин, повышение эффективности газлифта (периодический и импульсный газлифт), усовершенствование старых и разработка новых технологий обработки призабойных зон скважин с целью интенсификации добычи нефти.

В табл. 6 приведена технико-экономическая эффективность от мероприятий ОПЗ, проведенных на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» за 2006 год, а в табл. 7 приведена технологическая эффективность ОПЗ, проведенных за 2006 г. по объектам разработки.

Как видно из таблиц в 2006 году обработка призабойных зон выполнена на 53 скважинах, из них:

Обработки призабойной зоны скважин с применением МКАВ применяются на месторождениях СП «Вьетсовпетро» с 1997 года, работы носят опытный характер и направлены на расширение возможностей методов термогазохимического воздействия на пласт в сложных геолого-технических условиях. В 2006 году обработка с применением МКАВ проведена на скв. № 000-10 нижнего олигоцена. Обработка эффекта не дала, дебит снизился на 23 т, потеря добычи составила 4,1 тыс. т.

Воздействие на призабойную зону скважин с применением гидравлического разрыва пласта в 2004 и 2005 году не проводилось. В 2006 году ГРП было проведено с привлечением фирмы «Шлюмберже» на 4 нефтяных скважинах со 100 % положительным результатом. Дополнительно добыто 34,4 тыс. т нефти, что на 1 скв.- операцию ГРП приходится 8,6 т.

Акустическое воздействие на пласт (АВ) в течение 2006 года произведено на 4-х нефтяных скважинах верхнего и нижнего олигоцена. Эффект не получен.

Расчеты технико-экономической эффективности работ по интенсификации добычи нефти (ИДИ) с ОПЗ скважин проведены согласно»Временной методике оценки эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» шельфа юга Вьетнама», 2006г., (РД № СП 56/2006) на основании сравнительного анализа прироста прибыли от дополнительно добытой нефти за счет проведения ОПЗ и затрат на их проведение. При оценке экономической эффективности проведения работ учитывается вероятность неудачных операций по воздействию на призабойную зону скважин и затраты на их проведение включены в общую сумму расходов по интенсификации. В расчетах использованы фактические данные результатов проведенных ОПЗ, выполненных на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» в 2006 году, нормативы и цены, действующие по состоянию на 01.01.06 г. и среднее, фактически сложившиеся за рассматриваемый период.

В табл. 8 приведены сравнительные показатели технико-экономической эффективности ОПЗ на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» за 2005 и 2006 год.

Сравнительные показатели технико-экономической эффективности ОПЗ на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» за 2год.

Источник

Виды гидродинамических методов, применяемых на Мортымья-Тетеревском месторождении

Дата публикации: 27.05.2020 2020-05-27

Статья просмотрена: 34 раза

Библиографическое описание:

Снытко, Д. Н. Виды гидродинамических методов, применяемых на Мортымья-Тетеревском месторождении / Д. Н. Снытко. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 22 (312). — С. 70-71. — URL: https://moluch.ru/archive/312/70727/ (дата обращения: 14.12.2021).

Ключевые слова нестационарное заводнение, нагнетательные скважины.

1)НЗ (нестационарное заводнение) — остановки нагнетательных скважин по распоряжению на период более 7 суток, периодическое прекращение или снижение объемов закачки, сопровождающиеся относительно быстрым падением давления в высокообводненных прослоях, в сравнении с малопроницаемыми нефтенасыщенными прослоями, в результате чего при остановках нагнетательных скважин наблюдается кратковременное перераспределение потока из последних в сторону, как правило, высокообводненных пропластков и зон;

2)ОРЭ (оптимизация режима эксплуатации) — такие ГТМ рассматривались, как форсированный отбор жидкости (ФОЖ), при условии увеличения дебита жидкости по добывающей скважине более чем на 40–50 % после ГТМ. При ФОЖ увеличение градиента давления в прискважинной зоне пласта происходит за счет снижения забойных давлений в окрестности добывающих скважин.

3)ОСН (освоение скважин под нагнетательные), после которого у забоя освоенной под нагнетательную скважины происходит рост пластового давления и перераспределение давления по площади залежи, вследствие чего происходит увеличение градиентов давления в области окружающих её скважин, обуславливающий увеличение объемов добываемой нефти;

4)НЗ+ОРЭ (комплексное воздействие технологии нестационарного заводнения и форсированного отбора жидкости), технологии данной группы предусматривают воздействие на процесс фильтрации путем регулирования работы как нагнетательных, так и добывающих скважин;

5)ОРЭ+ОСН (комплексное воздействие технологии форсированного отбора жидкости и освоение скважин под нагнетание), технологии данной группы направлены на перераспределение пластового давления между добывающими и нагнетательными скважинами с изменением направления фильтрационных потоков в пласте;

6)НЗ+ОСН (комплексное воздействие технологии нестационарного заводнения и освоение скважин под нагнетание) технологии данной группы предусматривают воздействие на пласт путем целенаправленного регулирования работы нагнетательных скважин;

7)НЗ+ОРЭ+ОСН (комплексное воздействие технологии нестационарного заводнения, форсированного отбора жидкости и освоение скважин под нагнетание), технологии данной группы сочетают изменения направления фильтрационных потоков с колебаниями давления отбора и закачки.

За период 2011–2015 гг. на Мортымья-Тетеревском месторождении проанализировано 139 скважино-операций с различными технологиями воздействия ГДМ ПНП.

На рисунке 1 представлено распределение по видам мероприятий в общем объеме проведенных мероприятий, относящихся к ГДМ ПНП. В частности это оптимизация режима эксплуатации (ОРЭ) — 60 геолого-технических мероприятий (ГТМ) и остановка нагнетательной скважины, как частный случай нестационарного заводнения (НЗ) — 79 ГТМ.

Остановки нагнетательных скважин, рассматриваемые как нестационарное заводнение, — наиболее широко применяемый метод ГДМ ПНП на объекте П+Т₁+КВ на Мортымья-Тетеревском месторождении (57 %). Если мероприятия проводились в интервале времени 1–3 месяца на скважинах, которые находятся на близком расстоянии друг от друга, то эти скважины объединялись в один участок, и расчёт дополнительной добычи нефти проводился от совместного воздействия гидродинамическими методами.

Рис.1. Распределение количества мероприятий ГДМ ПНП по видам воздействия на Мортымья-Тетеревском месторождении в 2011–2015 гг.

Одновременно с рассматриваемыми гидродинамическими методами, на некоторых реагирующих скважинах, проводились и другие ГТМ: перфорация, запуск добывающей скважины, гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработка призабойной зона (ОПЗ) и др. Если наблюдалось их заведомо явное влияние на дополнительную добычу нефти от проводимых на участке гидродинамических методов, то такие скважины исключались из расчёта дополнительно добытой нефти по участку.

Общий эффект и удельная эффективность ГДМ ПНП на Мортымья-Тетеревском месторождении ТПП «Урайнефтегаз» в 2011–2015 гг. по видам воздействия представлена в таблицах 1 и 2. Суммарный эффект от применения ГДМ ПНП на объекте П+Т₁+КВ Мортымья-Тетеревском месторождения» за рассматриваемый период времени составил 41,9 тыс. т дополнительно добытой нефти. Эффективность ГДМ ПНП в сравнении с базовым вариантом составила от НЗ — 11,6 тыс. т, от ОРЭ — 30,3 тыс. т. дополнительно добытой нефти.

Распределение дополнительной добычи нефти по видам технологий ГДМ ПНП на Мортымья-Тетеревском месторождении в 2011–2015гг.

Источник

ЛЕКЦИЯ 16. ВЫБОР РЕКОМЕНДУЕМОГО К РЕАЛИЗАЦИИ

ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них рекомендуется проводить с использованием выше приведенной системы показателей.

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект являются оправданными.

Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требующим значительных капитальных затрат.

В проектах доразработки, которые, в основном, не требуют значительных капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях, связанных, в основном, с повышенными текущими затратами, показатель IRR играет вспомогательную роль и, как правило, не участвует в процессе выбора наилучшего варианта.

Показатель − индекс доходности (PI) так же, как и IRR, имеет весомое значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен, если PI

Кcт − удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн.руб/доб.скв.;

Кат − удельные капитальные вложения в автоматизацию и телемеханизацию, млн. руб/доб.скв.;

Кэс − удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн.руб/доб.скв.;

Кпв − удельные капитальные вложения в промводоснабжение, млн.руб/доб.скв.;

Кбо − удельные капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн.руб/доб.скв.;

Кад − удельные капитальные вложения в строительство дорог, млн.руб/доб.скв.;

Nдoб_i − ввод добывающих скважин из бурения в году i.

Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:

где, a₁ − доля затрат для прочих организаций, доли ед.

Заводнение нефтяных пластов:

где, Кзав − удельные капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, млн.руб/нагн.скв.;

Nн_i − ввод нагнетательных скважин в году i, cкв.

Технологическая подготовка нефти:

где, Ктп − удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс.руб./т;

Qi − прирост добычи нефти в году i, тыс.т.

где, Коч − удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс.руб/м 3 вводимой суточной мощности;

Qв_i − вводимая мощность по очистке в году i, тыс.м 3 /сут.

Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:

где, Кмун − стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн.руб.;

Nмун_i − ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.

Прочие объекты и затраты:

где, а₂ − доля затрат в прочие объекты в промысловое обустройство, доли ед.

Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:

Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:

где, а₃ − доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.

Всего капитальных вложений:

Всего капитальных вложений за период:

.

16.1.2. Эксплуатационные затраты

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

где, Тоб − затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн.руб/скв-год;

Nд_i − действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.

Обслуживание нагнетательных скважин:

где, Тнаг − затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб/скв-год;

Nнaг_i − действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.

Сбор и транспорт нефти и газа:

где, Тсбт − затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. руб./т жид.;

Qж_i −добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т.

Технологическая подготовка нефти:

где, Ттп − затраты по технологической подготовке нефти, тыс.руб./т жид.;

Ожп_i − объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

где, Вмех − удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт·ч/т жид.;

СкВт-ч − стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.руб.;

Qмex_i − добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.

Энергетические затраты на закачку воды:

где, Взак − удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт·ч/м 3 ;

Св − стоимость воды, тыс.руб/м 3 ;

Затраты на применение МУН:

где, Тмун − стоимость закачки реагента или скв-опер;

Pмyн_i − объем закачиваемого реагента (кол-во скв-опер).

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

где, Трем_i − ремонтный фонд в году i, млн.руб.

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.

где, Цн − продажная цена нефти (без НДС, акцизного сбора), тыс.руб./т;

Qн_i − добыча нефти в году i, тыс.т;

а₄ − ставка дорожного налога, %.

Государственный фонд занятости:

где, Тзп − среднегодовая заработная плата одного работающего, млн.руб.;

Ч − численность работающих, чел.;

а₅ − ставка налога в фонд занятости, %.

Фонд социального страхования:

где, а₆ − ставка налога социального страхования, %.

Фонд медицинского страхования:

где, а₇ − ставка налога медицинского страхования, %.

где, a₈ − ставка налога пенсионного страхования, %.

где, а₉ − ставка налога в фонд НИИОКР, %.

Где, а₁₀ − ставка налога в страховой фонд, %.

где, a₁₁ − ставка налога платы за недра, %.

Где, a₁₂ − ставка земельного налога, тыс.руб./га;

Воспроизводство минерально-сырьевой базы:

где, a₁₃ − ставка налога на воспроизводство минерало-сырьевой базы, %.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Всего текущих затрат за период:

.

Амортизационные отчисления (реновация).

Амортизационный фонд по скважинам (добывающим, нагнетательным, контрольным и др.), млн. руб.:

Где, Фсквн_i-1 − стоимость по скважинам года, предшествующего расчетному, млн.руб.;

15 − амортизационный срок по скважинам, годы.

Амортизационный фонд по прочим основным фондам, млн. руб.:

где, Фпр_i-1 − стоимость прочих основных фондов года, предшествующего расчетному, млн. руб.

Амортизационные отчисления по скважинам, млн. руб.:

где, 6.7 − ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.

Амортизационные отчисления по прочим основным фондам, млн. руб.:

где, а₁₄ − норма амортизационных отчислений на реновацию по прочим основным фондам, %.

Итого амортизационных отчислений на реновацию основных фондов, млн. руб.:

Всего амортизационных отчислений за период, млн.руб.:

.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн.руб.

Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб.:

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти за период, млн.руб.:

.

Среднегодовая себестоимость нефти за период:

.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет.

Налог на добавленную стоимость:

где, а₁₅ − ставка налога на добавленную стоимость, %.

где, а₁₆ − ставка акцизного налога, тыс.руб./т.

Налог на имущество предприятий:

где, а₁₇ − ставка налога на имущество предприятия;

16.1.3. Интегральные показатели эффективности.

Выручка от реализации, млн. руб.:

где, Ц − цена нефти (включая НДС, акцизный сбор), тыс.руб./т;

Qн_i − добыча нефти в году i, тыс.т;

Цг − отпускная цена газа, тыс. руб./1000 м 3 ;

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, млн. руб.:

Налог на прибыль, млн. руб.:

где, а₁₈ − ставка налога на прибыль, %.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.:

Вычисление интегральных показателей эффективности (NPV, IRR, индекс доходности, период окупаемости) осуществляется на базе расчетных цен, чтобы исключить влияние инфляционного изменения цен на результирующие экономические показатели.

При этом коэффициент дисконтирования определяется из следующих соображений:

Если «а» − коэффициент дисконтирования, выраженный в текущей денежной единице,

«А» − то же, выраженное в постоянной денежной единице,

«г» −годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда значение коэффициента дисконтирования, которое должно быть применено при определении интегральных показателей получается из соотношения:

Аналогичные поправки на уровень инфляции вносятся при определении внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR):

если «m» − значение IRR в текущей денежной единице,

«М» − то же, выраженное в постоянной денежной единице,

«г»−годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда IRR определяется из следующего соотношения:

Расчетные формулы для определения интегральных показателей эффективности приведены в соответствующих разделах методики.

16.1.4. Погашение кредитных средств.

Выплата за кредит и процентов за него производится по формуле:

,

где, Р − равная по годам сумма кредита, подлежащая выплате за определенный срок; j − процентная ставка за кредит, доли ед.; К − сумма кредита;

n − количество сроков выплаты кредита.

Источник