Рославльское нефтяное месторождение

·                   состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться во времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние АСПО на работу подземного оборудования

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в добывающих скважинах в процессе их работы, понимают сложную углеводородную физико –химическую смесь, в состав которой входят различные вещества, такие как парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода. Механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти.

Наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых парфиноотложениями.

В процессе работы скважины возникают определённые условия, при которых интенсивность парафиноотложений возрастает:

1.                снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной смеси (ГЖС);

2.                интенсивное газовыделение;

3.                уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

4.                изменение скорости движения ГЖС;

5.                состав и соотношение углеводородов в каждой фазе ГЖС.

Поскольку для нормального процесса добычи нефти проблему представляет не сам факт выпадения парафина из нефти, а его накопление на подземном оборудовании и НКТ, то и интерес вызывают условия образования АСПО в скважине. Некоторыми такими условиями являются:

·                   адсорбционные процессы на границе металл- парафин;

·                   наличие на поверхностях отложений продуктов разрушения пласта, мехпримесей, продуктов коррозии металлов и т.д.;

·                   шероховатость поверхности подземного оборудования (в особенности НКТ);

·                   скорость движения ГЖС;

·                   структура потока жидкости.

Практика добычи парафинистой нефти показывает, что основными местами отложений парафина являются:

- скважинные насосы;

- НКТ;

- выкидные линии отскважин;

- резервуары промысловых сборных пунктов.

Толщина отложений увеличивается постепенно от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200м от устья, затем уменьшается до 1-2мм в области устья.

3.5 Технология применения греющего кабеля УЭЦН для борьбы с АСПО

Одна из проблем, серьезно затрудняющих эксплуатацию многих нефтяных месторождений Западной Сибири - образование гидрато-парафиновых пробок (ГПП) в работающих скважинах. Несмотря на интенсивные профилактические меры (скребкование, горячие промывки, использование ингибиторов парафиноотложений) полностью исключить образование ГПП, не удается, что приводит к потерям в добыче нефти, происходящим из-за остановок скважин для проведения восстановительных мероприятий. Для возвращения скважин в рабочее состояние необходимо принимать серьезные меры по ликвидации гидрато-парафиновой пробки большой протяженности (50-300м), на что тратятся значительные силы и средства. Для радикального решения проблемы требуется разработка такой технологии, при которой вовсе отсутствовали бы условия для образования ГПП в скважине, необходимо создание методов, которые были бы направлены не на борьбу с последствиями образования гидрато-парафиновых пробок, а на предотвращение условий их образования.

3.5.1 Технология применения греющего кабеля

Одним из главных факторов способствующих выделению парафина из нефти и образования гидратов является температура. Повышение температуры нефтеводогазовой смеси в НКТ, позволяет избежать образования гидратно-парафиновых пробок. Принцип работы греющего кабеля заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного гидрато-парафиноотложения. Применение того или иного греющего кабеля определяется способом добычи нефти. Для скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом (ШГН), нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, проложенного только снаружи НКТ (рис.3.14,а), так как внутри НКТ находится штанга. Для скважин, оснащенных электроцентробежным насосом (ЭЦН), а также фонтанных и газлифтных нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, опускаемого в НКТ (рис.3.14,б) через лубрикатор.

Рисунок 2.15 -Расположение нагревательных кабелей в скважине:

а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - штанга насоса; 3 - кабель; 4 - обсадная колонна.

С помощью пакета прикладных программ ANSYS моделировалось температурное поле в поперечном сечении скважины, оно вычислялось из условия, что дебит равен нулю (рис.3.15).

Из рисунка видно, что при мощности кабеля 100 Вт/м температура нефти в НКТ составит 47°С, в то время как при нагреве самонесущим кабелем, расположенным в НКТ, 43°С при мощности 24 Вт/м.

Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ, требует в несколько раз меньшей мощности, чем нагрев кабелем, расположенным снаружи НКТ. К числу методов по борьбе с гидратно-парафиновыми пробками, применяемым на предприятии, относятся: спуск-подъем скребков, горячая обработка скважин нефтью. Данные методы требуют значительных материальных затрат и затрат трудовых ресурсов, а также не всегда оказываются эффективными, что приводит к длительным простоям скважин.

В качестве профилактических мер с 2005 года ОАО «Аганнефтегазгеология» приступило к использованию греющего кабеля, что позволило получить ощутимый экономический эффект.

На данный момент греющим кабелем оборудованы 7 скважин, являющиеся самыми проблемными в плане образования гидрато-парафиновых пробок.

3.5.2 Техника и оборудование для осуществления прогрева скважин греющим кабелем

Технология реализуется с помощью установки по прогреву скважин (УПС). УПС позволяет в автоматическом режиме управлять прогревом и обеспечивать защиту нагревательного элемента.

Комплект УПС состоит из:

1. Нагревательного элемента.

2. Станции управления прогревом.

3. Силового трансформатора.

Нагревательный элемент представляет собой специальный термобаростойкий, сложно изготовленный кабель, устойчивый к воздействию агрессивных сред (рис.3.16). Рабочая часть нагревательного элемента имеет изоляционную оболочку, изготовленную из высокотемпературных материалов (фторопласт, сополимер пропилена), на которую затем накладывается броня из стальной оцинкованной проволоки в два повива. На верхний повив накладывается защитная оболочка из синтетического материала.

Рисунок 3.16 - Греющий кабель КГн12х2,5-55-90-Оа-25,8

1-центральная жила; 2-оболочка датчиков; 3-контрольные жилы; 4-изоляция контрольных жил; 5,10-теплопроводный заполнитель; 6,11-обмотка; 7,12,13-промежуточная оболочка; 8-токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9-разделяющие жгуты; 14,15 -1-й и 2-й повив брони.

Нагревательный элемент выполняется с коаксиальными обмотками таким образом, что на центральную нагревательную жилу приходится 20% подаваемой электрической мощности, оставшиеся 80% электрической мощности выделяются на коаксиальный проводник, расположенный ближе к поверхности нагревательного элемента. С целью контроля за работой нагревательного элемента в его единую технологическую цепь монтируются датчики температуры.

Спуск нагревательного элемента в скважину проводится с помощью специализированных геофизических подъемников, снабженных необходимым оборудованием.

После спуска нагревательного элемента в скважину он закрепляется и герметизируется с помощью специального крепления и сальникового устройства (рис.3.17).

Станция управления прогревом предназначена для контроля и управления процессом прогрева жидкости в объеме лифтовых труб эксплуатационных скважин.

Станция управления прогревом включает в себя: входной рубильник, входной автоматический выключатель, устройство защитного отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для бесконтактного включения/выключения, терморегуляторы для регулирования и контроля рабочего процесса, приборы измерения тока и напряжения, приборы измерения и управления температурой нагревательного элемента, индикаторы неисправностей.

Станция управления прогревом позволяет:

- осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;

- контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;

- контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;

- регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;

-прекращать подачу электрического тока или ограничивать ее при отключении станции управления работой УЭЦН;

- измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;

- измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;

- автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами с помощью контакта промежуточного реле.

Вся аппаратура станции управления прогревом смонтирована в герметичном шкафу. Размер шкафа 1800/1200/400 мм (рис.3.18).

Силовой трансформатор. Питание нагревательного элемента производится в зависимости от скважинных условий: либо непосредственно от промышленной сети напряжением 380В, либо при необходимости увеличения мощности прогрева через силовой трансформатор.

Во время работы установки по прогреву, станции управления накапливает и систематизирует данные температур, токов и напряжений в функции времени. Временные периоды снятия отчетов указанных параметров могут устанавливаться в произвольной форме. В дальнейшем эти параметры могут быть представлены как в графической, так и в табличной форме.

На рис.3.19 представлены графики изменения температуры окружающей среды и температуры жидкости в термокармане во времени.

Рисунок 3.19 - Изменение температуры воздуха и температуры в термокармане во времени

Из представленного графика видно, что продолжительность выхода на температурный режим после включения кабеля составляет примерно 12 часов.

Колебания температуры в термокармане связаны с тем, что не удается полностью изолировать термодатчик (рис.3.20) от влияния температуры окружающей среды, поэтому он частично отражает и ее. При этом температура протекающей жидкости является постоянной для заданного температурного режима. Увеличение температуры в период с 14 октября связанно с тем, что был изменен температурный режим, и температуру увеличили до 17оС, путем увеличения токовых нагрузок.

На рис.3.21 представлена схема подключения греющего кабеля к скважине, оборудованной УЭЦН.

Рисунок 3.21- Схема подключения греющего кабеля

3.5.3 Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»

В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.

Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом – скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.

В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.

Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:

1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;

2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;

3. непрерывность работы скважины и трубопроводов – полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;

4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);

5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;

6. экологическую чистоту вокруг скважины;

7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;

8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;

9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.

4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения

Таблица 4.1 – Исходные данные

1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ρсм, кг/м3      ρсм = ρв· nв+ ρн (1- nв)                                     (4.2)

ρсм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3

2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м

Lн = Рзаб / (ρсм + g)                                               (4.3)

Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м

3. Определяем депрессию на пласт ∆Р, МПа

∆Р = Рпл - Рзаб                                            (4.4)

∆Р=19,5-14,32=5,18 МПа

4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут        

Qф.в. = К ∆Р                                               (4.5)

Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут

5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут

Qф.о. = Qф.в./ ρсм                                         (4.6)

Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут

6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут

Qт.о. = Qф.о. / αп                                           (4.7)

Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут

7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:

тип - УЭЦН

идеальная подача - 35 м3/сут;

наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;

наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);

наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора – 40 (4000) Кн м (кгс. м);

условный диаметр НКТ - 60 мм;

редуктор - Ц2-Ш-860;

9.     Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:

N = 401·10-7·π·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-ηн·ηск/ηн·ηск)+ αп] ·К               (4.8)

N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт

Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому месторождению.

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

 Скважины для проведения оптимизации.

1.скважина №560 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

2.скважина №1053 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3

3.скважина №517 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3

4.скважина №552 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3

5.скважина №536 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3

6.скважина №541 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3

7.скважина №612 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 5.1

Исходные данные

5.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

5.2.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

DQ(q) = Dq * T *Кэ * N, (5.1)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т – время работы скважины в течение года, сут;

N – количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ – коэф-т эксплуатации скважин, ед.

DQ2007 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:

DПт = DQ * Цн / Чп, (5.2)

где DПт – повышение производительности труда, руб/чел;

DQ – прирост добычи, тн;

Цн – цена одной тонны нефти, руб;

Чп – среднесписочная численность ППП, чел;

DПт = 83959,6 * 7200/980 = 616,8 тыс.руб/чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

DФо = DQ * Ц/Сопф, (5.3)

где Сопф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);

DФо – прирост фондоотдачи.

DФо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 руб/тыс.руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (DС) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

DС = Зпос (1/Q – 1/(Q + DQ)), (5.4)

где Зпос – условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс.руб;

Q – добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.

DС = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб/т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

DПрреал = DQреал * (Ц - (с/с -DС)), (5.5)

где DПрреал – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;

DQреал – дополнительно реализованная нефть, т;

Ц – цена реализации нефти (руб);

с/с – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;

DС – снижение себестоимости нефти.

DПрреал = 83,9 * (7200 – 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс.руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

DПрчист = DПрреал – Нпр, (5.6)

где Нпр – величина налога на прибыль, руб;

DПрчист = 184823,3 – 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс.руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс.руб.

5.3 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

5.3.1 Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (DQ).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти – 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 7200 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2007 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

DВ (Q) = DQ * Цн, (5.7)

где DQ – объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;

Цн – цена 1 тонны нефти, тыс.руб.

DВ (Q) = 83,9 * 7200 = 604080 тыс.руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2, (5.8)

где Идоп – затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;

Имер – затраты на проведение мероприятия.

DИдоп = DQ * с/с * дуп / 100, (5.9)

где с/с – себестоимость нефти, руб/тонну;

дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %.

DИдоп = 83,9 * 5000 * 0,51 = 213945 тыс.руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (5.10)

где С1ГРП – стоимость одного ГРП, руб;

Nскв – количество скважин, ед.

Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс.руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1 = 213945 + 3129,43 = 217074,4 тыс.руб;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

DПнал.обл. = DВ - DИ (5.11)

где DВ – прирост выручки от реализации, тыс.руб.;

DИ – текущие затраты, тыс.руб.

DПнал.обл1 = 604080 – 217074,4 = 387005,6 тыс.руб.;

DПнал.обл2 =387005,6 тыс.руб.;

DПнал.обл3 = 387005,6 тыс.руб.

Нпр = DПнал.обл * Nпр / 100, (5.12)

где Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

DНпр1 = 387005,6 * 26 / 100 = 100621,5 тыс.руб.;

DНпр2 = 100621,5 тыс.руб.;

DНпр3 = 100621,5 тыс.руб.

5.3.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Прирост годовых денежных потоков (DДПt) рассчитывается по формуле:

DДПt = DВt - DИt - Нt (5.13)

DДП1 = 604080 – 217074,4 – 100621,5 = 286384,1 тыс.руб.;

DДП2 = 286384,1 тыс.руб.;

DДП3 = 286384,1 тыс.руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДНt = DДПt (5.14)

ПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;

ПДН2 = 286384,1 тыс.руб.;

ПДН3 = 286384,1 тыс.руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = å ПДН, (5.15)

НПДН1 = 286384,1 тыс.руб.;

НПДН2 = 286384,1 + 286384,1 = 572768,2 тыс.руб.;

НПДН3 = 286384,1 + 572768,2 = 859152,3 тыс.руб.;

Коэффициент дисконтирования – по формуле:

at = (1 + Енп)-t, (5.16)

a1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

a2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

a3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:

ДПДНt = ДПt * a, (5.17)

ДПДН1 = 286384,1* 0,9091 = 260351,7 тыс.руб.;

ДПДН2 = 286384,1* 0,8264 = 236667,8 тыс.руб.;

ДПДН3 = 286384,1* 0,7513 = 215160,4 тыс.руб.

Чистая текущая стоимость – по формуле:

ЧТСt = å ДПДНt, (5.18)

ЧТС1 =260351,7 тыс.руб.;

ЧТС2 = 260351,7 + 236667,8 = 497019,5 тыс.руб.;

ЧТС3 =215160,4 + 497019,5 = 712179,9 тыс.руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу № 5.2.

 Таблица 5.2.

Расчёт экономических показателей

5.3.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям.

На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

-                     годовая добыча (-30%; +10%);

-                     цены на нефть (-10%; +20%);

-                     текущие затраты (-25%; +15%);

-                     налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.

Таблица 5.3.

Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица 5.4.

Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.

Таблица 5.5.

Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс.руб.

Таблица 5.6.

Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс.руб.

Таблица 5.7.

Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс.руб.

Таблица 5.8.

Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс.руб.

Таблица 5.9.

Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс.руб.

Таблица 5.10.

5.4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как показал расчёт экономической эффективности проведения оптимизации на 7 скважинах, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия, проект окупается в течении 1года. На расчётный счёт предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 859152,3 тыс.рублей, а с учётом фактора времени , то есть дисконтирования, - 712179,9 тыс.рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС > 0, а это является критерием эффективности проекта.

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ПТО, 2004г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К.- М. Недра, 1974г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. –1992г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2004г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Методические указания к выполнению курсовых проектов

 Тюмень: 1998.

11. Липсиц И.В., Инвестиционный проект.

 М.: Бек,1996.

12. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов.

 М.: Два-Три, 1996.

Страницы: 1, 2, 3