6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1. Аннотация мероприятия
В связи с увеличением обводнённости добываемой продукции, снижением добывной способности скважин, низким коэффициентом охвата залежи заводнением проблема падения объёмов добываемой нефти на Самотлорском месторождении актуальна как никогда.
В представленном докладе рассматривается одна из причин падения добычи нефти, а именно – снижение добывной способности скважин из-за загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП) при проведении глушения солевым раствором.
В докладе предлагается смену подземного оборудования выполнять без создания противодавления и глушения на пласт, чтобы не снижать добывной способности скважины. Это достигается применением устройства для перекрытия ствола скважины – пакера-отсекателя.
Сущность этого устройства заключается в следующем: в конструкции устройства используется запорный элемент клапанного типа в виде подпружиненной тарели (обрезиненной) , с механизмом управления обеспечивающим посадку и фиксацию тарели на седло, выполненное в подпружиненном поршне. Вследствии плотного прилегания резиновой оболочки тарели к селлу обеспечивается герметичное надёжное перекрытие ствола скважины тарелью. В этом случае давление нефтяного пласта, действующее на тарель снизу при перекрытом стволе скважины, будет способствовать плотному прилеганию обрезиненной тарели к седлу.
6.2. Методика обоснования экономической эффективности мероприятия
Прирост выручки от реализации (DВыр.):
DВыр = DQ*Ц, (руб.); (6.2.1.)
где: DQ – прирост дополнительной добычи нефти , тыс.т.;
Ц – цена на нефть, руб/т;
Затраты на дополнительную добычу нефти (Зд.д):
Зд.д = DQ* С/с * 0,46, (руб.); (6.2.2.)
где: С/с – себестоимость 1 тонны нефти;
0,46% – доля условно-переменных затрат;
Прирост прибыли (DПр):
DПр = DВыр - DU, (руб.); (6.2.3.)
где: DU – текущие затраты;
Текущие затраты (DU):
DU = Uмер + Зд.д, (руб.); (6.2.4.)
где: Uмер – затраты на проведение мероприятий;
Налог на прибыль (DНпр):
DНпр = DПр * 0,3; (руб.); (6.2.5.)
где: 0,3 – процентная ставка налога;
Поток денежной наличности (ПДН):
ПДН = DВыр - DU - Нпр, (руб.); (6.2.6.)
Накопленный поток денежной наличности (НПДН):
НПДН = å ПДНi, (руб.); (6.2.7.)
Коэффициент дисконтирования (a ):
a = (1+Енп)iр-i; (6.2.8.)
где: Енп – нормативный коэффициент приведения, численно равный эффективности кап. вложений, в нашем случае Енп = 0,1;
iр – расчетный год к которому приводятся затраты и результаты;
i – текущий год.
Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН):
ДПДНi = ПДНi * a, (руб.); (6.2.9.)
Чистая текущая стоимость (ЧТС):
ЧТС = S ДПДНi; (6.2.10.)
Где: ДПДНi – дисконтированный поток денежной наличности за текущий год;
Обобщающими показателями эффективности мероприятий являются:
1. Поток денежной наличности (ПДН)
2. Чистая текущая стоимость (ЧТС)
3. Срок окупаемости затрат (ТОК)
4. Коэффициент отдачи капитала (КОК)
5. Внутренняя норма рентабельности проекта(ВНР)
6. Чувствительность проекта к риску.
6.3.Исходные данные по установке пакера-отсекателя
В качестве расчётного года принимаем – 1998 год.
Объём внедрения – 1 скважина.
Расчётный период составляет – 4 года.
Цена одной тонны нефти – 740,0 руб.
Себестоимость 1 тонны нефти – 200 руб.
Затраты на мероприятие – 40 тыс.руб.
6.4. Расчёт потока денежной наличности (ПДН) и чистой текущей стоимости (ЧТС) за расчётный период по проекту
С учётом проведённого мероприятия на скважине № 12295 в НГДУ «Нижневартовскнефть» дополнительная добыча к концу 1998 года составила 1825 тонн, к концу 1999г. – 1825 тонн, к концу 2000г. – 1825 тонн, к концу 2001г. – 1825 тонн.
Затраты на проведение мероприятия в 1998 г.
Uмер = 1*40 = 40 тыс. руб.; (6.3.1)
Затраты на дополнительную добычу нефти:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.