Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

уржумской водоносной серии остаются относительно чистыми. Величина сухого остатка вод составляет не более 0,40 г/дм3, и только в районе ДНС-2 и ДНС-5 увеличивается до 0,78 г/дм3. Повышенное содержание хлоридов остается в скважинах № 5003, 5004, 70580, от 211 до 350 мг/дм3 (0,6-1,0 ПДК). В этих же скважинах повышенное содержание железа в концентрациях до 1,8 ПДК и высокая жесткость 8,5-10,3 ммоль/дм (1,21-1,47 ПДК). Нефтепродукты отсутствуют.

Состояние качества грунтовых вод (первого от поверхности водоносного горизонта) в сравнении с прошлыми годами ухудшилось. Загрязнение грунтовых вод носит локальный характер и наиболее сильно проявляется на территориях со значительной техногенной на­грузкой (УПН, ДНС, ряды скважин). Минерализация воды на особенно загрязненных участках изменяется от 1,1 до 9,1 г/дм , содержание хлоридов от 366 до!600 мг/дм (1,05-4,6 ПДК).

В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl- , SO42-, НСОз-, Са2+, Na+ + K+, Mg2+, СО3-, нефтепродукты.

Почвенный мониторинг

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений на Мишкинском месторождении необходимо:

Осуществлять регулярный визуальный контроль на производственных площадках кустов скважин, подъездных путях к ним, а/д.

При возможной аварийной ситуации отбор образцов производят в начальной стадии аварийной ситуации на загрязненной почве и вблизи ее, и после проведения восстановительных работ.


Расчет затрат от воздействия на атмосферу, литосферу, гидросферу, биоту


Плата за загрязнение окружающей природной среды по видам загрязнения определяется путем умножения соответствующих ставок платы на величину указанных видов загрязнения. Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от стационарных источников приняты в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

В соответствии с приложением 2 к указанному Постановлению Правительства РФ, к расчету платы вводится коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние атмосферного воздуха и почвы), по территориям экономических районов РФ. Как следует из письма Министерства экономики УР от 25.06.03г. №05-17/078, Удмуртская Республика относится к Уральскому экономическому району Российской Федерации. Соответственно, по данному району коэффициент для атмосферного воздуха равен 2. Расчет платежей за загрязнение атмосферного воздуха на период строительства и на период эксплуатации проектируемых объектов представлен в табл. 22.


Таблица 22

Расчет платы за выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух в течение года

Наименование загрязняющих веществ Выброс, т/год Норматив платы за выброс 1 т загрязняющих веществ, руб Плата с учетом коэффициента, учитывающего экол. Факторы по территориям экон. районов РФ, руб/год
Период эксплуатации
Предельные углеводороды С1-С10 15,7752 5 157,75
Сероводород 0,2450 257 125,93
Метанол 0,0012 5 0,012
Изопропиловый спирт 0,0088 3,7 0,07
Период строительства
Оксиды железа 0,060583 52 6,300
Марганец и его соединения 0,00443194 2050 18,04
Диоксид азота 0,1032782 52 10,4
Соединения кремния 0,004060 21 0,17
Углерод черный (сажа) 0,013368 80 2,08
Сернистый ангидрит 0,011625 21 0,462
Вториды 0,0038 410 3,12
Оксид углерода 0,485229 0,6 0,58
Керосин 0,066118 2,5 0,33
Оксид азота 0,14999 52 15,6

Определение ущерба от выбросов строительной и передвижной техники, сварочных постов (период строительства) не проводилось, а в случае, если используемые транспортные средства, сварочные посты стоят на балансе подрядных организаций, привлекаемых к строительным работам, данные предприятия самостоятельно вносят плату за выбросы в установленном порядке.

Расчет платежей за загрязнение водных объектов

Согласно проектным материалам, в период эксплуатации Мишкинского нефтяного месторождения загрязнений поверхностных и подземных вод не произойдет. Соответственно, ущерб, нанесенный водным объектам, будет равен 0.

Расчет платежей за размещение отходов производства и потребления.

Расчет платы за размещение отходов не приводится, т.к. все отходы, образующиеся в период эксплуатации объектов Мишкинского месторождения, подлежат переработке на других предприятиях.

Расчет за использование земельных ресурсов

Плата за землю производится за использование сельскохозяйственных угодий в штатном режиме на основании Постановления Правительства РФ от 07.05.2003 г. №262 «Правила возмещения собственникам земельных участков, землепользователям, землевладельцам и арендаторам земельных участков убытков, причиненных изъятием или временным занятием земельных участков, ограничением прав собственников земельных участков, землепользователей, землевладельцев и арендаторов земельных участков, либо ухудшение качества земель в результате деятельности других лиц», Акта об определении убытков и затрат сельскохозяйственного производства.

Плата за землю на лесных угодьях нелесного фонда производится в штатном режиме на основании Постановления Правительства РФ №278 от 29.04.2002 г. и в соответствии с Правилами взимания и учета платы за перевод лесных земель в нелесные и за изъятие земель лесного фонда (с изменениями на 11 июля 2003 года), Постановления Правительства РФ №55 от 03.09.2004 года, Постановления Правительства РФ от 17.11.2004 года № 647 «О расчете и возмещении потерь лесного хозяйства при переводе лесных земель в нелесные земли для использования их в целях, не связанных с ведением лесного хозяйства, пользованием лесным фондом, и при переводе лесных земель лесного фонда в земли других категорий», Актом об определении убытков и потерь лесохозяйственного производства.

Ущерб при аварийных ситуациях

Ущерб от аварий на опасных производственных объектах включает полные, разовые потери организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, на котором произошла авария; расходы на ликвидацию аварии, социально-экономические потери, связанные с травмированием и гибелью людей, вред, нанесенный окружающей среде, материальный ущерб и потери государства от выбытия трудовых ресурсов.

Экологический ущерб определен как сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды:


Пэкол=Эа+Эв+Эп+Эб+Эо (4)


где Пэкол – экологический ущерб, руб.;

Эа – ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

Эв - ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;

Эп - ущерб от загрязнения почвы, руб.;

Эб – ущерб, связанный с уничтожением биологических (в т.ч. лесных) ресурсов, руб.;

Эо – ущерб от засорения территории обломками (осколками) зданий, сооружений, оборудования и т.д.

При аварийных ситуациях на Мишкинском нефтяном месторождении воздействие будет оказано на все компоненты природного комплекса, соответственно, ущерб от загрязнения определяется для всех компонентов природной среды.

Основные выводы

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что:

Экологических и санитарно-гигиенических ограничений для хозяйственной деятель­ности на Мишкинском месторождении нет.

Уровень химического и физического загрязнения находится в допустимых пределах;

При соблюдении общепринятых природоохранных мероприятий (обваловка, обуст­ройство амбаров, герметичность колонн и т.д.) можно исключить и поверхностные загрязне­ния почв, грунтовых вод и поверхностных водотоков;

В случае аварийных ситуаций на сложных участках трассы трубопроводов возможно локальное загрязнение почвенно-растительного покрова и водных объектов.

Воздействие, связанное с загрязнением атмосферы выбрасываемыми веществами, не оказывает заметного влияния на флору и фауну.

Исходя из вышеприведенных выводов, можно сделать комплексное заключение о том, что на стадии эксплуатации Мишкинского месторождения нефти, природоохранная деятельность дифференцируется в соответствии со способностью биоты восстанавливаться и оставаться в исходном состоянии под воздействием нефтепромысловой нагрузки на террито­рию. Биотическим сообществам свойственны вследствие процесса синантропизации, упро­щенная структура, высокая резистентность по отношению к нефтепромысловому воздейст­вию и значительные восстановительные способности.

Возможные аварийные ситуации приведут к трансформации биоты, но значимых по­следствий для биоты Воткинского района Удмуртской Республики не будет.

Соблюдение регламентирующих и рекомендованных требований, а также применение передовых методов в области охраны окружающей среды не приводит к нарушению (дегра­дации) природного комплекса в целом.

При сложившейся техногенной нагрузке и полном выполнении природоохранных ме­роприятий, загрязнение окружающей природной среды находится в допустимых пределах.

Проводимые мероприятия по охране окружающей природной среды позволяют ми­нимизировать возможный ущерб от эксплуатации месторождения и при возникновении аварий­ных ситуаций.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


Обоснование показателей экономической эффективности


Для расчета прогнозируемых экономических показателей проекта использовали совокупность критериев, описанных в РД 153-39-007-96.

Эффективность проведения РАСПО+ПСКО оценим системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев, экономическая эффективность предлагаемого проекта будет заключаться в дополнительно добытой нефти.

Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV), должен быть больше 0;

- индекс доходности (PI), в НК «Роснефть» при PI больше 1 предлагаемый проект может быть принят к реализации;

- период окупаемости вложенных средств (Пок), в НК «Роснефть» период окупаемости вложенных средств должен быть не более 5 лет, при соблюдении этого параметра проекты принимаются к реализации.

- экономический эффект от внедрения мероприятия.

В систему оценочных показателей включаются также:

- эксплуатационные затраты на добычу нефти;

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды страны).

Для экономической оценки вариантов разработки могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.


Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических показателей проекта и расчет показателей


Исходные данные для расчета экономических показателей проекта представлены в табл. 23.


Таблица 23

Исходные данные для расчетов экономических показателей

Показатель Значения
Цена реализации нефти, руб. 4 374,85
Налоги учитываемые в себестоимости, руб. 2 221,19
Стоимость бригадо-часа КРС, руб. 2 460,00
Продолжительность КРС, бригадо-час. 150,00
Стоимость РАСПО, руб/т. 18 000,00
Стоимость комплекса ГИС, руб. 89 000,00
Дополнительная добыча нефти, тонн 141,30


3.2.1.Выручка от реализации


Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:


(5)


где Цн, - соответственно цена реализации нефти в t-м году;

Qн, - соответственно добыча нефти в t-м году.

В нашем случае выручка от реализации будет идти от дополнительно добытой нефти. Рассчитаем показатели за 1 год.

Цена реализации нефти в 2007 г. – 4 734,85 руб.

Дополнительная добыча нефти от реализации проекта отражена в табл. 15.

Так по скважине 562 выручка от реализации составит:

4 734,85 руб. * 1 696,00 тонн = 8 030 171,83 руб.

По остальным скважинам приведем данные в табл. 24.

Таблица 24


Выручка от реализации по проекту

Месторождение № скв. Прирост Q нефти, т/сут Дополнительная добыча нефти за 1 год, тонн Выручка от реализации, руб.





Мишкинское 562 4,6 1696,0 8 030 171,83
Мишкинское 504 7,2 2609,8 12 357 182,46
Мишкинское 510 6,6 2404,8 11 386 533,44
Мишкинское 514 4,8 1765,2 8 357 739,09
Мишкинское 524 8,9 3265,5 15 461 630,15
Мишкинское 533 4,5 1652,4 7 823 730,12
Мишкинское 2075 4,4 1606,7 7 607 285,80
Мишкинское 347 4,4 1603,8 7 593 533,42
Мишкинское 1505 7,8 2860,5 13 544 010,61
Мишкинское 1509 7,3 2676,8 12 674 061,63
В целом по проекту 60,7 22141,3 104 835 878,53

Эксплуатационные затраты


При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин:

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- капитальный ремонт скважин;

- амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается, исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВтЧч электроэнергии.

По проекту РАСПО+ПСКО эксплуатационные затраты будут складываться из: затрат на капитальный ремонт скважин, проведение ГИС, затрат на РАСПО.

Стоимость капитального ремонта скважины определяется как произведение стоимости бригадо-часа работы бригады КРС – 2 460 руб., на продолжительность ремонта скважины – 150 бригадо-часов:

2 460 руб. * 150 бр.-час. = 369 000 руб.

Стоимость комплекса ГИС по одной скважине составляет 89 000 руб.

Стоимость 1 тонны РАСПО – 18 000 руб.

Полностью все эксплуатационные затраты по каждой скважине отражены в табл. 25.


Таблица 25

Эксплуатационные затраты по проекту

Месторождение № скв.

Затраты

на КРС, руб.

 Затраты на ГИС, руб. Затраты на РАСПО, руб. Всего эксплуатационных затрат, руб.






Мишкинское 562 369000,00 89000,00 138600,00 596 600,00
Мишкинское 504 369000,00 89001,00 143640,00 601 641,00
Мишкинское 510 369000,00 89002,00 113400,00 571 402,00
Мишкинское 514 369000,00 89003,00 152460,00 610 463,00
Мишкинское 524 369000,00 89004,00 178920,00 636 924,00
Мишкинское 533 369000,00 89005,00 126000,00 584 005,00
Мишкинское 2075 369000,00 89006,00 131040,00 589 046,00
Мишкинское 347 369000,00 89007,00 22680,00 480 687,00
Мишкинское 1505 369000,00 89008,00 95760,00 553 768,00
Мишкинское 1509 369000,00 89009,00 131040,00 589 049,00
В целом по проекту 3690000,00 890045,00 1233540,00 5 813 585,00

Платежи и налоги


Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды страны, и показан порядок их расчета (см табл. 26).

От фонда оплаты труда исчисляются платежи в размере 26 %.

Плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения и установленных ставок в руб./га.

Таблица 26


Перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды

Показатели Ед. изм. Значения

1.Налог на добавленную стоимость


 % 18,0
2. Единый социальный налог % 26,0

Показатели Ед. изм. Значения
3. Обязательное страхование от несчастных случаев % 0,5
4. Налог на добычу полезных ископаемых руб./т. 290,00
5. Налог на имущество % 2,2
6. Добровольное личное страхование % 3,0
7. Налог на прибыль % 24,0
8. Подоходный налог % 13,0

Таблица 27

Составляющие затрат учитываемые в себестоимости

Статья затрат
Сырье, материалы и топливо, % 2,48
Энергия, % 3,68
Заработная плата, % 3,01
Амортизация, входящая в себестоимость, % 6,61
Затраты на капитальный и текущий ремонт всех основных средств, % 4,78
Затраты на геофизику и сейсморазведочные работы, % 0,66
Затраты на проведение ГТМ (зарезка 2-х стволов и др.), % 2,63
Затраты на транспорт, % 2,51
Имущественные платежи, % 0,25
Другие расходы, % 6,81
Налоги и платежи, учитываемые в себестоимости, % 67,35

Прибыль от реализации (nt)


Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения.


(6)


где nt- прибыль от реализации продукции;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

Bt - выручка от реализации продукции в t-м году;

Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;

Ht - сумма налогов;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.(0,1);

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Рассчитаем прибыль от реализации по скважине 562:

Прибыль от реализации по остальным скважинам и в целом по проекту представлены в табл. 28.


Таблица 28

Прибыль от реализации по проекту

Месторождение № скв. Выручка от реализации, руб. Эксплуатационные затраты, руб. Сумма налогов, руб. Прибыль от реализации, руб.
Мишкинское 562 8 030 171,83 596 600,00 3 767 068,14 3 333 185,18
Мишкинское 504 12 357 182,46 601 640,00 5 796 930,54 5 416 919,92
Мишкинское 510 11 386 533,44 571 400,00 5 341 585,24 4 975 952,91
Мишкинское 514 8 357 739,09 610 460,00 3 920 734,61 3 478 676,80
Мишкинское 524 15 461 630,15 636 920,00 7 253 271,23 6 883 126,29
Мишкинское 533 7 823 730,12 584 000,00 3 670 223,39 3 245 006,12
Мишкинское 2075 7 607 285,80 589 040,00 3 568 686,27 3 135 963,21
Мишкинское 347 7 593 533,42 480 680,00 3 562 234,83 3 227 835,08
Таблица 28 (продолжение)
Месторождение № скв. Выручка от реализации, руб. Эксплуатационные затраты, руб. Сумма налогов, руб. Прибыль от реализации, руб.
Мишкинское 1505 13 544 010,61 553 760,00 6 353 688,55 6 033 238,23
Мишкинское 1509 12 674 061,63 589 040,00 5 945 583,08 5 581 307,77
В целом по проекту 104 835 878,53 5 813 540,00 49 180 005,88 45 311 211,51

Расчет экономических показателей проекта


Поток наличности (NPV)


Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации, амортизационных и инвестиционных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения - определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году.


(7)


где NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

nt - прибыль от реализации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Kt - первоначальные инвестиции в проект в t-м году.

Амортизационных отчислений в связи с отсутствием капитальных затрат по данному проекту нет.

Рассчитаем поток наличности по скважине 562:

Поток наличности по остальным скважинам и в целом по проекту приведен в табл. 29.


Таблица 29

Поток наличности по проекту

Месторождение № скв. Эксплуатационные затраты, руб. Прибыль от реализации, руб. Поток наличности, руб.
Мишкинское 562 596 600,00 3 333 185,18 2 487 804,70
Мишкинское 504 601 640,00 5 416 919,92 4 377 527,20
Мишкинское 510 571 400,00 4 975 952,91 4 004 139,01
Мишкинское 514 610 460,00 3 478 676,80 2 607 469,81
Мишкинское 524 636 920,00 6 883 126,29 5 678 369,36
Мишкинское 533 584 000,00 3 245 006,12 2 419 096,47
Мишкинское 2075 589 040,00 3 135 963,21 2 315 384,74
Мишкинское 347 480 680,00 3 227 835,08 2 497 413,71
Мишкинское 1505 553 760,00 6 033 238,23 4 981 343,85
Мишкинское 1509 589 040,00 5 581 307,77 4 538 425,25
В целом по проекту 5 813 540,00 45 311 211,51 35 906 974,10

Индекс доходности (PI)


Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

(8)


где nt- прибыль от реализации продукции;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Kt - первоначальные инвестиции в проект в t-м году.

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Амортизационных отчислений в связи с отсутствием капитальных затрат по данному проекту нет.

Индекс доходности по скважине 562 составит:

Индекс доходности по остальным скважинам и в целом по проекту приведен в табл. 30.


Таблица 30

Индекс доходности по проекту РАСПО+ПСКО

Месторождение № скв. Эксплуатационные затраты, руб. Прибыль от реализации, руб. Индекс доходности, PI
Мишкинское 562 596 600,00 3 333 185,18 5,59
Мишкинское 504 601 640,00 5 416 919,92 9,00
Мишкинское 510 571 400,00 4 975 952,91 8,71
Мишкинское 514 610 460,00 3 478 676,80 5,70
Мишкинское 524 636 920,00 6 883 126,29 10,81
Мишкинское 533 584 000,00 3 245 006,12 5,56
Мишкинское 2075 589 040,00 3 135 963,21 5,32
Мишкинское 347 480 680,00 3 227 835,08 6,72
Мишкинское 1505 553 760,00 6 033 238,23 10,90
Мишкинское 1509 589 040,00 5 581 307,77 9,48
В целом по проекту 5 813 540,00 45 311 211,51 7,79

Период окупаемости вложенных средств


Период окупаемости (Пок) – это продолжительность периода, в течении которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются её положительными значениями. Период окупаемости для предлагаемого проекта может быть определен из следующего равенства:


(9)

Данные по периоду окупаемости предлагаемого проекта представлены в табл. 31.


Таблица 31

Период окупаемости по проекту РАСПО+ПСКО

Месторождение № скв. Период окупаемости, лет.
Мишкинское 562 0,29
Мишкинское 504 0,19
Мишкинское 510 0,20
Мишкинское 514 0,29
Мишкинское 524 0,16
Мишкинское 533 0,30
Мишкинское 2075 0,31
Мишкинское 347 0,25
Мишкинское 1505 0,16
Мишкинское 1509 0,19
В целом по проекту 0,22

Экономическая оценка проекта


Требования НК «Роснефть» к принимаемым к реализации проектам: индекс доходности больше 1, период окупаемости проекта не более 5 лет. По этим критериям предлагаемый к реализации проект РАСПО+ПСКО полностью подходит: индекс доходности 7,79, период окупаемости 0,22 года.

Проект будет рентабельным при снижении цены реализуемой нефти с 4 734,85 руб. до 2 780 руб. При цене реализуемой нефти 2 780 руб. PI проекта составит 1,03, период окупаемости увеличится до 1 года суток. При снижении цены реализуемой нефти ниже 2 780 руб. PI проекта будет уже ниже 1.


Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом


Сравним технико-экономические показатели проекта РАСПО+ПСКО с проектом обычного ПСКО. Результаты сравнения представлены в табл. 32.


Таблица 33

Сравнение ТЭП проекта РАСПО+ПСКО с проектом ПСКО

Показатели Проект РАСПО+ПСКО (предлагаемый) Проект ПСКО (базовый) Отклонение
Дополнительная добыча нефти за 1 год, тонн 22 141,33 12 652,19 9 489,14
Выручка от реализации, руб. 104 835 878,53 59 906 216,31 44 929 662,23
Эксплуатационные затраты по проекту, руб. 5 813 540,00 4 334 000,00 1 479 540,00
Прибыль от реализации, руб. 45 311 211,51 24 972 141,64 20 339 069,87
Поток наличности, руб. 35 906 974,10 18 761 946,95 17 145 027,15
Индекс доходности 7,79 5,76 2,03
Период окупаемости вложенных средств, лет. 0,22 0,28 - 0,06
КИН 0,1731 0,1705 0,0026

Как видно из табл. 29 несмотря на большие эксплуатационные затраты по проекту РАСПО+ПСКО, предлагаемый проект принесет большую добычу нефти, большую прибыль, а так же имеет более высокий индекс доходности и меньший период окупаемости вложенных средств по сравнению с проведением ПСКО по обычной технологии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В последние годы на Мишкинском месторождении происходит снижение удельной эффективности ПСКО. Это связано с кратностью обработок, высокая расчлененность и неоднородность по проницаемости разрабатываемых объектов, а так же с эффектом экранизации поверхности порового пространства пород, за счет АСПО, неизменная технология проведения обработок.

Анализ эффективности проведенных ГТМ, по Мишкинскому месторождению показывает, что проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО с целью снижения эффекта экранизации, увеличения глубины проникновения в пласт кислоты, увеличение степени охвата пласта воздействием, недопущения образования агрегатированных структурообразующих жидкостей и как следствие снижение количества отказов оборудования.

Рекомендуется проводить обработки РАСПО+ПСКО на скважинах, где в последнее время наблюдается снижение забойного давления и притока жидкости в скважину.

Проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО влечет за собой большее увеличение прироста дебита скважин по сравнению с обычными ПСКО, снижение количества отказов насосного оборудования.

Предлагаемый проект РАСПО+ПСКО является экономически более привлекательным по сравнению с обычными ПСКО за счет увеличения дополнительной добычи нефти, увеличения индекса доходности, снижения периода окупаемости.

Список использованных источников


Протокол № 5992, утверждения запасов нефти Мишкинского месторождения, г. Москва, 1970 г.

Технологическая схема разработки Мишкинского нефтяного месторождения. Отчет. Бугульма, УКО «ТатНИПИнефть», 1986 г.;

«Авторский надзор за разработкой Мишкинского месторождения нефти», Филиал ОАО «Сиданко» в г. Ижевске «Ижевский нефтяной научный центр», 2004, 293 с.

Сучков Б.М. Проведение СКО в динамическом режиме, Нефтяное хозяйство – 1987. № 6. С. 52-55.

Амиян В. А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра. 1970. – 279 с.

Сургучев М.Л., Калганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра. 1987. – 230 с.

Мартос В.Н. Новая технология интенсификации притока жидкости в глубоких скважинах //ВНИИОЭНГ, РНТС Серия «Нефтепромысловое дело». 1972. № 2. С. 30-32.

Амиян В.А., Галлямов М.Н., Илюков В.А. и др. Обработка карбонатных коллекторов кислотными пенами // ВНИИОЭНг. РНТС. Серия «Нефтепромысловое дело». 1977. № 3. С. 14-17.

Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В., Бекин Е.П. Применение пенных систем в нефтедобыче М.: Недра. 1987. 229 с.

Богомольный Е.И. Обработка призабойной зоны скважин композициями на основе соляной кислоты и водорастворимого ПАВ на месторождениях Удмуртской АССР // Тез. докл. Всесоюз. конферен. Проблемы развития нефтегазового комплекса страны / Москва. 1991. 41 с.

Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд., 1996. 440 с.

Мустафин Г.Г., Лерман Б.А. Анализ эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта //ВНИИОЭНГ. РНТС Сер. Нефтепромысловое дело., 1983. № 7. С. 7-8.

Богомольный Е. И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2003. 271 с.

Кудинов В.И., Дацик М.И., Зубов Н.В. и др. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии // Нефтепромысловое дело. 1993. № 10. С. 169-176.

Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть и газ, 1996. 282 с.

Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра. 1989. 343 с.

Мустаев Я. А., Илюков В. А., Мавлютова И. И. Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. 1979. № 8. С. 9-11.

Сургучев М.Л., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра. 1975. 195 с.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. 1985. 308 с.

Стандарт НК «Роснефть» «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ». М. 2005.

«Технологический режим работы скважин по состоянию на май месяц» по НГДУ «Воткинск».

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20.04.06 №384.