Снижение добывной способности скважин из-за загрязнения призабойной зоны пласта при проведении глушения солевым раствором

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 (З_д.д):

З_д.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 = U_мер + З_д.д, (руб.);                            (6.2.4.)

где: U_мер – затраты на проведение мероприятий;

Налог на прибыль (DН_пр):

DН_пр = 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+Е_нп)^iр-i;                                              (6.2.8.)

где: Е_нп – нормативный коэффициент приведения, численно равный      эффективности кап. вложений, в нашем случае Е_нп = 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 ДПДН_i;                                      (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.

U_мер = 1*40 = 40 тыс. руб.;                                                (6.3.1)

Затраты на дополнительную добычу нефти: