Экономическое обоснование применения методов повышения нефтеотдачи на Мегионском месторождении ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”

Для полнейшего доизвлечения нефти из пластов используют в нагнетательных скважинах двойной осадкообразующий состав (ДОС). Метод обеспечивает увеличение текущей добычи нефти, рост производительности труда, улучшение использования основных фондов, снижение себестоимости, снижение обводнённости продукции скважин, а на этой основе – увеличение объема реализации и прибыли.

 

2.2.  Двойной осадкообразующий  состав (ДОС)

Сущность  применяемых  технологий  выравнивания профилей  приемистости  заключается   в перераспределении нефтенасыщенности во  вскрытых  прослоях  продуктивного пласта,  дренируемых вытесняющими  потоками. Результат достигается за  счет  кольматации промытых  трещиноватых  зон пласта  и снижения  в них фазовой проницаемости по  воде.  При этом  повышаются  фильтрационные  сопротивления промытых  частей  пласта  и вовлекаются в разработку  не  дренируемые ранее нефтенасыщенные зоны,  содержащие  трудноизвлекаемые остаточные  запасы  и  запасы  истощенных  залежей.

Комбинация  различных  технологий  позволяет,  в  зависимости  от  поставленной  задачи,  последовательно  охватывать  воздействием  различные  (ближнюю  и  дальнюю)  части  призабойной  зоны  пластов.

Эффективность  применения  технологии ДОС обусловлена  ее  комплексным  воздействием  на  нефтяной  пласт  и  пластовые  флюиды. Состав  закачивается  в  пласт  в  растворенном  виде  периодическими  циклами. Один  из  компонентов  технологии -  сернокислый  алюминий -  при  взаимодействии  с  другим  компонентом  -  хлористым  кальцием  образуется  осадок  в  виде  гипса.  При  этом  снижается  проницаемость  водо-промытых  зон  и  возрастает  фильтрационное  сопротивление  при  движении  закачиваемой  воды.  Последующая  закачка в пласт кальцинированной  соды  локализует  область пласта,  подверженного осадкообразованию,  способствует  образованию  дополнительного  осадка  (геля)  -  гидроокиси  алюминия  и  выделению  углекислого  газа,  в  результате    изоляция  водо-промытых  зон получается  более эффективной,  а углекислый  газ  способствует  дополнительному  отмыву  пластовой  нефти.

 

3. Обоснование  экономической эффективности ВПП  ДОС в

ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”.

 

3.1. Анализ влияния ВПП ДОС  на технико-экономические показатели предприятия.

ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз”  планирует на 2007 год провести выравнивание профиля приёмистости в 5 скважино-операций общей стоимостью 590000 рублей. В результате этого ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” за период 2007-2011 год планирует добыть дополнительно 884030 тонн нефти.

1. Увеличение выручки от реализации:

В_реал=Q_доп*Ц

где     Q_доп – дополнительная добыча нефти; Ц – цена одной тонн нефти.

В_реал=884030*4,5=3978135 рублей

2. Увеличение производительности  труда:

ПТ=∆Q/Ч_сп

где Ч_сп – среднесписочная численность рабочих, Ч_сп2007= 3400 чел.

ПТ=884030/3400=260 тонн/чел.

 

3.2 Расчет ЧТС и ПДН от проведения ВПП ДОС в ОАО “Славнефть-МНГ”.

Расчет экономической  эффективности от проведения ВПП  сводится к определению следующих  показателей:

- Потока денежной наличности (ПДН).

- Чистой текущей стоимости  (ЧТС).

- Срока окупаемости  проекта (Т_ок).

- Внутреннюю норму  рентабельности (ВНР).

Исходные данные: (таблица 3.2.1.) планируется ВПП в размере 5 скважино-операций, общей стоимостью 590000 рублей. Проект начинается в 2007 году и рассчитывается по 2011 год. Норма доходности капитала (ставка дисконта)-18%.

Таблица 3.2.1.

Исходные данные для  расчета экономической эффективности  проекта

Показатели		Ед.изм	2007	2008	2009			2010	2011
Количество проведения ВПП ДОС		скв	5	-	-			-	-
Стоимость проведения ВПП ДОС		тыс руб	118	-	-			-	-
Общая стоимость		тыс руб	590	-	-			-	-
Цена 1 тн. нефти		тыс руб/тн	4.5	4.5	4.5			4.5	4.5
Себестоимость нефти		тыс руб/тн	2.8	2.8	2.8			2.8	2.8
Дополнительная добыча	тн/сут		486,32	485,5		484,95	484,7		480,53

 

   1. Дополнительная добыча:

∆Q = ∆q*T*n*K_экс.

где ∆q – дебит нефти;  Т – дни работы скважин;  n – количество скважин;

К_экс – коэффициент эксплуатации.

На 2007 год дополнительная добыча рассчитывается помесячно с учетом времени внедрения скважин (таблица 3.2.2.)

DQ₀₇ = 177506 тонн.

2. Дополнительная выручка  от реализации:

Вр = ∆Q*Ц            где Ц – цена одной тонны нефти.

Вр ₀₇ = 177506*4,5 = 798777 тыс. руб.

3. Текущие затраты: 

З_т = З_т^доб + З_т^рем + З_т^ВПП

где З_т^доб – затраты на дополнительную добычу;

З_т^рем – затраты на ремонт (4 % от стоимости ВПП ДОС);

З_т^ВПП – стоимость проведения ВПП.

З_т^доб = ∆Q*С*0,42

где С – себестоимость одной тонны нефти;

0,42 – доля условно-переменных затрат;

З_т^доб07 = 177506*2,8*0,42 = 208747 тыс. руб.

З_т^рем07 = 590000*0,04 = 23600 руб.

З_т⁰⁷ = 208747 + 23,6 + 590= 209360 тыс. руб.

4. Налог на прибыль:

Н_пр = (В_р – З_т)*S_Нпр

где S_Нпр – ставка налога на прибыль. S_Нпр = 24%.

Н_пр⁰⁷ = (798777 – 209360)*24/100 = 141460 тыс.руб.

5. Поток денежной наличности (ПДН):

ПДН = В_р – З_т - ∑Н           

ПДН⁰⁷ = 798777 – 209360 – 141460 = 447957 тыс. руб.

6. Накопленный поток денежной наличности (НПДН):

НПДН = ∑ПДН_i    НПДН⁰⁷ = 447957 тыс. руб.

7. Коэффициент дисконтирования:

- это коэффициент,  который характеризует обесценивание денежных   средств с учетом инфляции, времени вложения и доходности компании.

В данном расчете учитываем  только время вложения капитала и  доходность предприятия. Коэффициент  дисконтирования рассчитывается по формуле:

К_д = 1 / (1 + S_д)^t

где S_д – ставка дисконта;  S_д =18%

t_i – время вложения капитала; t = 1…n.

К_д⁰⁷ = 1 / (1 + 0,18)⁰ = 1;К_д⁰⁸ = 0,85; К_д⁰⁹ = 0,72; К_д¹⁰ = 0,61; К_д¹¹ = 0,52;

8. Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН):

ДПДН = ПДН*К_д

ДПДН⁰⁷ = 447957*1 = 447957 тыс. руб.

9. Чистая текущая стоимость (ЧТС):

ЧТС = ∑ДПДН_i   ЧТС⁰⁷ = 447957 тыс. руб.

Проект окупается в первый год.

 

 

							Табл. 1.2.2.
Анализ динамики ТЭП цепным методом
Показатели	2005			2006			2007
	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%	Пцабс	Тцр,%	Тцпр,%
Добыча нефти, тыс.тонн	897	108,95	8,95	916	108,39	8,39	669,00	105,65	5,65
Добыча газа, млн.м3	97	119,36	19,36	54	109,03	9,03	64,00	109,82	9,82
Товарная добыча нефти, тыс.тонн	911	109,38	9,38	847	107,97	7,97	628,00	105,47	5,47
Товарная добыча газа, млн.м3	98	121,73	21,73	45	108,20	8,20	66,00	111,11	11,11
Фонд скважин, скв.	83	102,77	2,77	57	101,85	1,85	55,00	101,75	1,75
Среднесписочная численность  работников, чел.	871	103,39	3,39	1061	103,99	3,99	1642,00	105,94	5,94
Себестоимость нефти, руб/тн.	125	105,55	5,55	139	105,85	5,85	110,00	104,37	4,37
Себестоимость газа, руб/тыс.м3	93	115,30	15,30	109	115,55	15,55	89,00	110,99	10,99
Цена нефти, руб/тн.	212	105,64	5,64	211	105,31	5,31	209,00	105,00	5,00
Цена газа, руб/тыс.м3	154	115,02	15,02	172	114,59	14,59	141,00	110,44	10,44
Капитальные вложения, тыс.руб	3498112	115,31	15,31	3929847	114,91	14,91	3173099,00	110,48	10,48
Выручка от реализации нефти  и газа, тыс.руб.	5805922	115,71	15,71	5993094	114,01	14,01	5336585,00	110,94	10,94

 

Рис 1.2.1.Анализ динамики ТЭП цепным методом.

 

 

 

							Табл. 1.2.3.
Анализ динамики ТЭП базисным методом
Показатели	2005			2006			2007
	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%	Пбабс	Тбр,%	Тбпр,%
Добыча нефти	897,00	108,95	8,95	1813,00	118,10	18,10	2482,00	124,78	24,78
Добыча газа	97,00	119,36	19,36	151,00	130,14	30,14	215,00	142,91	42,91
Товарная добыча нефти	911,00	109,38	9,38	1758,00	118,10	18,10	2386,00	124,57	24,57
Товарная добыча газа	98,00	121,73	21,73	143,00	131,71	31,71	209,00	146,34	46,34
Фонд скважин	83,00	102,77	2,77	140,00	104,67	4,67	195,00	106,50	6,50
Среднесписочная чис-сть  работников	871,00	103,39	3,39	1932,00	107,52	7,52	3574,00	113,91	13,91
Себестоимость нефти	125,00	105,55	5,55	264,00	111,73	11,73	374,00	116,61	16,61
Себестоимость газа	93,00	115,30	15,30	202,00	133,22	33,22	291,00	147,86	47,86
Цена нефти	212,00	105,64	5,64	423,00	111,26	11,26	632,00	116,82	16,82
Цена газа	154,00	115,02	15,02	326,00	131,80	31,80	467,00	145,56	45,56
Капитальные вложения	3498112,00	115,31	15,31	7427959,00	132,50	32,50	10601058,00	146,38	46,38
Выручка от реализации нефти  и газа	5805922,00	115,71	15,71	11799016,00	131,92	31,92	17135601,00	146,36	46,36