Экономическая оценка эффективности работ по интенсификации притока, страница 2

qн= 8,51т/сут – суточный дебит скважины до проведения поинтервального воздействия на пласт.

Длительность эффекта (Д):

                                  В год внедрения: (Д1) = 54,5 сут;

                                  На 01.11.04.:(Д2) = 1404,3 сут.

Количество нефти, добытой из скважины до проведения поинтервального воздействия на пласт:

Q_н= qн∙ Д1=8,51∙54,5=463,79 т.

 Дополнительная добыча нефти (Q_доп):

                                   В год внедрения: Q_доп1= 241,0 т;

                                  На 01.11.04.: Q_доп 2=26473,8 т.

Средний прирост дебита (qпр):

                                  В год внедрения: qпр1= Q_доп 1/ Д1= 241,0/54,5= 4,42т/сут;

                                  На 01.11.04.: qпр2= Q_доп 2/ Д2=26473,8/1404,3=18,85 т/сут.

Средний дебит за время эффекта (Q_ср):

                                   В год внедрения: Qcр1= qн+qпр1= 8,51+4,42=12,93 т/сут;

                                  На 01.11.04.: qпр2= Qср2= qн+qпр2= 8,51+18,85=27,36т/сут.

Количество нефти, добытой из скважины после проведения поинтервального воздействия на пласт:

                                    Q_пв= qпв∙ Д1=12,93∙ 54,5=704,68 т.

Определение затрат на дополнительную добычу одной тонны нефти:

                                     C1=З/Q_доп= 31744,9 /241,0=131,72 руб/т.

Расчет себестоимости, дополнительно полученный за счет поинтервального воздействия на пласт:

                                       С=С₀+С1=46440+131,72=46571,72руб.

Стоимость реализованной продукции за один год, полученный от скважины без поинтервального воздействия на пласт и с поинтервальным воздействием на пласт:

                                        C_н=Q_н∙ С_неф=463,79 ∙ 214494,75=99480520,10руб.

                                        С_пв=Q_пв∙ С_неф= 704,68 ∙ 214494,75=151150160,43 руб.

Затраты на производство:

                                         З_н= Q_н∙ С₀=463,79∙ 46440=21519856 руб.

                                         З_пв= Q_пв∙ С=704,68 ∙ 46571,72 =32818159,64руб.

Определение прибыли до и после проведения  поинтервального воздействия на пласт:

                                        П_н=С_н- З_н= 99480520,10 -21519856  =77960664,1руб.

Дополнительная добыча для окупаемости:

                                         Q_д=З/П=31744,9 / 73027= 434,47т.

где П - прибыль от продажи 1 т. нефти

Окупаемость затрат на 01.01.2001 г.:

                                           C2= П1/З∙ 100= 322459,8 /31744,9 ∙ 100=1625,3%

Где П1- прибыль от реализации нефти на 01.01.2002г.=322459,8 у.е

        Рассчитаем эффективность работ по интенсификации притока для  203 скважины Вишанского месторождения.

Дата окончания обработки скважины – 26.12. 2000 г.

С₀=46440 руб.- себестоимость нефти, добытой без проведения поинтервального воздействия на пласт.

С_неф=214494,75 руб. – цена 1 т. нефти.

З= 51480,1 руб. – затраты на проведение обработки.

qн= 4,46 т/сут – суточный дебит скважины до проведения поинтервального воздействия на пласт.

Длительность эффекта (Д):

                                  В год внедрения: (Д1) = 329 сут;

                                  На 01.11.04.:(Д2) = 1273,5 сут.

Количество нефти, добытой из скважины до проведения поинтервального воздействия на пласт:

Q_н= qн∙ Д1=4,46 ∙ 329= 1467,3 т.

 Дополнительная добыча нефти (Q_доп):

                                   В год внедрения: Q_доп1= 5142 т;

                                  На 01.11.04.: Q_доп 2=11274,1 т.

Средний прирост дебита (qпр):

                                  В год внедрения: qпр1= Q_доп 1/ Д1= 5142/329= 15,63 т/сут;

                                  На 01.11.04.: qпр2= Q_доп 2/ Д2=11274,1/1273,5=8,85 т/сут.

Средний дебит за время эффекта (Q_ср):

                                   В год внедрения: Qcр1= qн+qпр1= 4,46 + 15,63 = 20,09 т/сут;

                                  На 01.11.04.: qпр2= Qср2= qн+qпр2= 4,46 + 8,85 =13,31т/сут.

Количество нефти, добытой из скважины после проведения поинтервального воздействия на пласт:

                                    Q_пв= qпв∙ Д1=20,09 ∙ 329= 6609,61 т.

Определение затрат на дополнительную добычу одной тонны нефти:

                                     C1=З/Q_доп= 51480,1 /5142= 10,01руб/т.

Расчет себестоимости, дополнительно полученный за счет поинтервального воздействия на пласт:

                                       С=С₀+С1=46440 +10,01= 46450,01 руб.

Стоимость реализованной продукции за один год, полученный от скважины без поинтервального воздействия на пласт и с поинтервальным воздействием на пласт:

                                        C_н=Q_н∙ С_неф= 1467,3 ∙214494,75  = 314728146,67 руб.

                                        С_пв=Q_пв∙ С_неф= 6609,61 ∙ 214494,75= 1417726644,54 руб.

Затраты на производство:

                                         З_н= Q_н∙ С₀=1467,3 ∙ 46440= 68141412 руб.

                                         З_пв= Q_пв∙ С=6609,61 ∙ 46450,01 = 307016450,5руб.

Определение прибыли до и после проведения  поинтервального воздействия на пласт:

                                        П_н=С_н- З_н= 314728146,67 - 68141412 = 246586734,67 руб.

Дополнительная добыча для окупаемости:

                                         Q_д=З/П= 51480,1 / 73027= 704,9 т.

где П - прибыль от продажи 1 т. нефти

Окупаемость затрат на 01.01.2001 г.:

                                           C2= П1/З∙ 100=234690,5 /51480,1 ∙ 100=729,4 %

Где П1- прибыль от реализации нефти на 01.01.2002г.= 234690,5 у.е