Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

 

 

(7)

 

, м³/сут.

(8)

 F(s) - функция Леверетта.

Рассчитаем функцию Леверетта (7) и дебит воды (8).

 

F(s)== 0.572 д.ед.

*25.4=14.5 м³/сут.

Массовый дебит воды равен 14.5×1181= 17.12 тонн/сут.

Обводненность при этом равна:

 

 

(9)

Рассчитаем обводненность (9)

 д. ед.

Плотность жидкости :

 

.

(10)

 

 

Рассчитаем плотность  жидкости (10).

 

p= 1181×0.57+ 0.43×909=1064 кг/м³.

 

Массовый дебит ж равен:

 

×25.4= 27 тонн/сут.

 

Расчет для  естественной проницаемости.

 

Отношение естественной проницаемости к средней.

;

(11)

К_доп – коэффициент увеличения добычи.

Рассчитаем отношение  естественной проницаемости к средней (11).

 

Так как дебит прямо  пропорционален проницаемости, то  имеем следующую пропорцию:

 

Находим, что ^, 22.8 м³/сут.

Массовые дебиты:

= 39.9 × 1064=42.45 тонн/сут,

=17.1× 909=15.6 тонн/сут,

=  22.8 × 1181= 26.9 тонн/сут,

Прирост дебита по нефти  составил :

Dq=-

где Dq- прирост дебита по нефти.

Dq=15.6 – 9.91=5.69 тонн/сут

 

Расчет дополнительной добычи.

Бурение новой скважины завершиться  к концу февраля. Рассчитаем дополнительную добычу нефти воды и жидкости до конца 2012 года.

 

D=(15.6-9.91) × 307=1746.9 тонн

D=(26.9-17.12) × 307= 3002.4 тонн

D= 1746.4 + 3002.4= 4748.86 тонн

 

2.6.4. Сравнение  технологических показателей при  использовании ГМЩП с кумулятивной.

       Для условий турнейского объекта с целью улучшения фильтрационных свойств продуктивных пластов согласно расчётам данного курсового проекта рекомендуется применение гидромеханической щелевой перфорации, так как она дает больший технологический эффект, по сравнению с другими методами перфорации. Так дебит нефти при использовании технологии равен 15.6 тонн/сут , а при кумулятивной 9.91 тонн/сут.

     Приведенные расчеты показали, что использование ГМЩП в скважинах привело к увеличению дебита скважин на 5.69 тонн/сут. Суммарный технологический эффект по скважине за 307 дней составил 1746.9 тонны, что говорит об эффективности метода.

    Несмотря на  то , что технология требует больше  времени на проведение перфорации  чем кумулятивная, ГМЩП является  наиболее  оптимальной с точки  зрения технологической эффективности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Экономический  раздел.

3.1. Определение  экономической эффективности при  реализации ГМЩП.

        В курсовой работе предлагается применение гидромеханической щелевой перфорации  на одной скважине  Якшур-Бодьинского  месторождения. Экономический эффект обусловлен дополнительной добычей, снижением рисков и уменьшением издержек.

       Дополнительная добыча нефти составила 1,7469 тыс. тонн. Дополнительная добыча нефти подсчитывается по формулам подземной гидродинамики.

       Использование  ГМЩП позволяет в щадящем режиме  перфорировать обсадную колонну,  восстанавливать проницаемость  призабойной зоны, улучшить степень проведений кислотных обработок и ГРП.

 

3.2. Расчет экономических показателей проекта.

3.2.1. Капитальные  вложения.

        В  данной работе рассматривается  перфорация намеченной к бурению  скважины, поэтому отдельно капитальные  затраты на ее обустройство  не рассматриваем.

Стоимость бурения 1 метра  скважины равна 15,680 тыс. рублей. Длина  скважины 1800 метров. Соответственно  стоимость скважины:

15680 × 1800=28224,0 тыс. рублей.

Стоимость скважины учтем  в остаточной стоимости основных фондах.

 

3.2.2. Эксплуатационные затраты.

Таблица 21

Нормативы эксплуатационных затрат

Наименование	Единицы измерения	Стоимость
1	2	3
Расходы по сбросу воды	руб./м3 закачки	24,83
Затраты на электроэнергию	руб./т.жидк.	34,68

 

Продолжение таблицы 21

Наименование	Единицы измерения	Стоимость
1	2	3
Расходы по технологической  подготовке нефти – постоянные	тыс.руб.	2628,88
Расходы по технологической  подготовке нефти - переменные	руб./т.нефти	52,74
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования - постоянные	тыс.руб.	3505,85
Расходы на содержание и  эксплуатацию оборудования - переменные	тыс.руб. на скв./год	420,17
Цеховые расходы - постоянные	тыс.руб.	5296,94
Цеховые расходы - переменные	тыс.руб. на скв./год	59,14
Общехозяйственные расходы - постоянные	тыс.руб.	8074,38
Общехозяйственные расходы - переменные	тыс.руб. на скв./год	247,18
Расходы по сбору и транспортировке  нефти - постоянные	тыс.руб.	3347,37
Расходы по сбору и транспортировке  нефти - переменные	тыс.руб. на скв./год	4,82
Расходы по сбору и транспортировке  нефти автовывоз - переменные	руб./т.жидкости	172,80
Затраты на оплату труда	тыс.руб./скв.	72,51
Коммерческие расходы	долл./т.нефти	40,0
Стоимость оставшихся ОФ	млн руб.	14,796

 

Продолжение таблицы 21

Наименование	Единицы измерения	Стоимость
1	2	3
Стоимость скважин	млн руб.	49,554
Норма амортизационных отчислений	%	10,0

 

 

Таблица 22

Расчет изменения  себестоимости добычи нефти  до и  после проведения мероприятия, тыс. руб.

Наименование статей затрат	До внедрения	После внедрения	Изменение затрат(+,–)
Расходы по сбросу воды (тыс. руб.)	4085,07	4148,19	63,12
Затраты на электроэнергию (тыс. руб.)	9276,9	9441,59	164,69
Расходы по технологической  подготовке нефти (тыс. руб.)	6489,45	6581,58	92,13
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (тыс. руб.)	9808,4	9808,4
Цеховые расходы (тыс. руб.)	6184,04	6184,04
Общехозяйственные расходы (тыс. руб.)	11782,08	11782,08
Расходы по сбору и транспортировке  нефти (тыс. руб.)	49643,67	50464,27	820,6

 

Продолжение таблицы 22

Затраты на оплату труда (тыс. руб.)	1087,65	1087,65
Коммерческие расходы (тыс. руб.)	87840,0	89936,28	2096,28
Амортизационные отчисления (тыс. руб.)	6435,0	6435,0
НДПИ (тыс. руб.)	32647,2	33426,32	779,12
Плата за недра (тыс. руб.)	192375,0	192375,0
Социальный налог. (тыс. руб.)	282,79	282,79
Итого затрат (тыс. руб.)	417937,25	421670,4	4015,94
Добыча нефти, тыс. тонн	73,2	74,9469	1,7469
Себестоимость добычи 1 тонны  нефти (руб.)	5709,5	5630,0	79,5

 

 Планируемая добыча  в 2012 году

Нефти- 73200 тонн, воды-194300 тонн и жидкости -267500 тонн. Тогда после  мероприятия будет добыто нефти- 74946,9 тонн, воды-272248,86 тонн, жидкости-347195,76 тонн.

а) для кумулятивной перфорации

б) для ГМЩП

Расходы по сбросу воды.

а) 24,83 × 194300=4085,07 тыс. руб.

б) 24,83 × 197302,4=4148,19 тыс. руб.

Затраты на электроэнергию.

а) 34,64 × 267500=9276,9 тыс. руб.

б) 34,64 × 272248,86=9441,59 тыс. руб.

Расходы по технологической  подготовке нефти

а) 2628880 + 52,74 × 73200=6489,45 тыс. руб.

б) 2628880 + 52,74 × 74946,9= 6581,58 тыс. руб.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

3505850 + 420170 × 15=9808,4 тыс. руб.

Цеховые расходы

5296940 + 59140 × 15=6184,04 тыс. руб.

Общехозяйственные расходы

8074380 + 15 × 247180=11782,08 тыс. руб.

Расходы по сбору и транспортировке  нефти

а) 3347370 + 4820 × 15+172,8 ×267500=49643,67 тыс. руб.

б) 3347370 + 4820 × 15+172,8 ×272248,86=50464,27 тыс. руб.

Затраты на оплату труда

72510 × 15= 1087,65 тыс. руб.

Коммерческие расходы

а) 73200 × 40 × 30=87840,0 тыс. руб.

б) 74946,9 × 40 × 30=89936,28 тыс. руб.

 

Амортизационные отчисления

(14796000 + 49554000) × 0,1=6435,0 тыс. руб.

НДПИ

а) 446 × 73200=32647,2 тыс. руб.

б) 446 × 74946,9= 33426,32 тыс. руб.

Плата за недра

1425000 × 135= 192375,0 тыс.  руб.

Социальный налог 

1087650 × 0,26=282,79 тыс.  руб.

 

Для выполнения ГМЩП потребуется  прокат соответствующей техники  и денежные средства.

 

Таблица 23

Расход на прокат спецтехники.

техника	кол-во ед.	кол-во часов	стоимость  1 часа	Итого рублей
ЦА-320	2	48	311	29,86
Подъемник А-50	1	84	417	35,03
Лаборатория ГИС	1	30	447	13,41
Кислотовоз СИН-32	1	48	253	12,15
всего	5			90,44

 

На обработку 6 метров коллектора  с расходом 8 литров в секунду  при продолжительности обработки 1 метра 5 минут понадобиться глинокислоты:

8 × 5 × 60= 2400 литра – глинокислоты на обработку 1 метра

2400 × 6=14400 литра-  глинокислоты на 6 метров коллектора или 14,4 м³.

 Стоимость глинокислоты 823 рубля за м³.

14,4 × 823=11,85 рубля.

 

 

 

Таблица 24

Затраты на ГМЩП

наименование	Стоимость в тыс. руб.
глинокислота	11,85
Зарплата бригады	50,24
Отчисления на соц. нужды	13,62
Транспортные расходы	90,44
Прямые затраты	166,14
Цеховые расходы 9,2%	152,85
Всего сметная стоимость	181,43

Рассчитаем себестоимость нефти при расчете 5630 рубля за тонну нефти.

5630× 1746,9=9939,86 тыс. руб.

Тогда с учетом затрат на ГМЩП получим эксплуатационные затраты(Э).

Э=9939,86 + 181,43=10121,29 тыс. руб.

 

3.2.3. Платежи и налоги.

Таблица 25

Ставки налогов и отчислений

Показатели	Единицы измерения	Значения
1. Налог на добавленную  стоимость	%	18,0
2. Налог на добычу полезных ископаемых	руб.	419∙ (Ц-15)∙Р/261(∙Кв)
3. Налог на имущество	%	2,2
4. Налог на прибыль	%	20,0
5. Прочие налоги	тыс.руб/год	177,23

       

Согласно ФЗ от 27.11.2010 N 307-ФЗ «О внесении изменений в статьи 342 и 361 части второй НК РФ» (принят ГД ФС РФ 19.11.2010) налогообложение производится по налоговой ставке 446 рублей   за тонну нефти (на период с 1 января по 31 декабря 2012 года включительно).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.4. Выручка от реализации.

 Таблица 26

Экономические условия расчетов

Показатели	Единицы измерения	Значение
Доля реализации нефти на внутреннем рынке	%	100
Доля реализации нефти на внешнем рынке	%	0
Цена реализации нефти на внутреннем рынке (c НДС)	руб.	9000,0
Курс доллара	руб.	30,0

 

Рассчитаем выручку от реализации с ндс (Р_ндс).

Р_ндс=9000 × 1746,9=15722,1тыс. руб.

 

3.2.5. Экономический  эффект.

Балансовая прибыль рассчитывается по следующей формуле:

П=Р_ндс - (Э + Н_ндс + Н_им)

С учетом таблицы 25 рассчитаем налоги.

НДС рассчитаем по следующей  формуле:

Н_ндс=  Р_ндс ×

Н_ндс= 15722,1 × = 2398,28 тыс. руб.

При расчете налога на имущество  учтем только стоимость рассматриваемой  скважины.

Н_им=Ф_скв × а17/100

где Ф_скв- стоимость скважины, а17- ставка налога на имущество.

Н_им= 28224,0 × 2,2/100=620,93 тыс. руб.

Балансовая прибыль равна:

П= 15722,1- ( 10121,29 + 2398,28 + 620,93) = 2581,6 тыс.  руб.