Файл: Характеристика месторождения.docx

PolyPlex обладает исключительно высокой адгезией к стали (не более 1 балла) и отличной гидрофобностью. Материал покрытия прекрасно смачивает металл и за счет капиллярного эффекта проникает глубоко в поры. Тем самым обеспечивается качественная окраска всей поверхности. PolyPlex может также наноситься и на поверхность с остатками свежей, не шелушащейся ржавчины. Это только дополнительно повышает адгезию и существенно снижает требования к подготовке поверхности. PolyPlex является однокомпонентным полиуретановым покрытием, отверждаемым за счет реакции с влагой воздуха. В процессе полимеризации материал покрытия реагирует с влагой, содержащейся в атмосфере, в остатках ржавчины на поверхности НКТ и в порах. В результате вся остаточная влага, находящаяся под пленкой вступает в реакцию полимеризации полиуретана и тем самым устраняется сама причина вспучивания покрытия при эксплуатации. PolyPlex имеет высокий сухой остаток, не содержит растворителей и является экологически чистым материалом. Покрытие имеет длительный срок службы. Свойства покрытия стабильны на протяжении всего срока эксплуатации.

Важнейшим достоинством предлагаемого покрытия является возможность его использования для защиты от коррозии и герметизации резьбы НКТ. Для этого покрытие наноситься непосредственно на наружную резьбу НКТ и внутреннюю резьбу муфты. PolyPlex предотвращает коррозию, а также за счет высокой его эластичности повышает герметичность резьбового соединения. Толщина покрытия на резьбе варьируется в пределах 20…150 мкм. Утолщенное покрытие наносится на нерабочем участке резьбы. При этом покрытие надежно защищает резьбу от механического повреждения. В то же время, в случае повреждения покрытия резьбы в процессе многократного свинчивания-завинчивания PolyPlex позволяет производить его ремонт в условиях нефтепромысла.

Стандартное покрытие наносится на всю внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты, обеспечивая сплошную защиту всей внутренней поверхности колонны НКТ. Толщина покрытия составляет 100…150 мкм.

Основная цель ОАО «Варьеганнефтегаз»: разведка новых месторождений, снижение аварийности, повышение объема добычи, увеличение наработки на отказ, сведение к минимуму число бездействующих скважин. В процессе эксплуатации возникают осложнения, задачей персонала промысла является в короткие сроки качественно, решить возникшие проблемы. В последние годы наблюдается заметная тенденция увеличения наработки на отказ, этому способствует применение новых технологий (ЭЦН+паккер, полимерное покрытие POLY PLEX, ингибитор солеотложения АЗОЛ и т.д.), применение более надежного оборудования (5 группа ЭЦН, 5 группа ПЭД, более термостойкий кабель и т.д.), интеллектуализация промысла (современные станции управления, датчики ТМС и т.д.).

---

5. Экономическая часть
5.1 Расчет показателей эффективности при переводе бездействующих скважин под добычу струйными насосами
В данном разделе дипломного проекта производится оценка с экономической точки зрения эффективности добычи нефти струйными насосами. Расчет показателей производится на основе оптимизационного расчета насосного оборудования, с использованием предложенной методики и применением программы «OpenOffice Calc».
Таблица 5.1. Исходные данные для расчета

Показатель	Значение	Ед. изм.	Обозн.
Цена 1 т. Нефти	9000	руб.	Цн
Себестоимость добычи 1 т. Нефти	6540	руб.	Сн
Стоимость ПРС	380 000	руб.	Цпрс
Дебит нефти до установки АНС	0,00	т/сут	Qн1
Дебит нефти после установки АНС	15,70	т/сут	Qн2
Коэффициент эксплуатации	0,98	д. ед.	Kэксп
Количество скважин	5	шт.	Nскв
Стоимость АНС 1	180000	руб.	Цанс
Стоимость FHH	160000	руб.	Цпакер
Стоимость СГН	10000000	руб.	Цсгн
Доля условно переменных затрат	0,65	д. ед.	Уз
Количество ревизий в год	15	шт.	Nрев
Цена 1 ревизии	12000	руб.	Црев

1. Годовой прирост добычи нефти.
(5.1)
где: Qн₁ – Дебит нефти до оптимизации, т/сут

Qн₂ – Дебит нефти после оптимизации, т/сут

К – коэффициент эксплуатации

---

б(t) – коэффициент падения добычи (равен коэффициенту дисконтирования на данный год)

∆Q₂₀₁₁ = 27518 тонн

∆Q₂₀₁₂ = 23929 тонн

∆Q₂₀₁₃ = 20807 тонн

2. Выручка от реализации.
∆В _t= ∆Q_t · Ц_н (5.1)
где: ∆Q_t – годовой прирост, т/год

Ц_н – цена нефти.

∆В₂₀₁₁ = 2476,6 млн. р.

∆В₂₀₁₂ = 2153,5 млн. р.

∆В₂₀₁₃ = 1872,6 млн. р.

3. Затраты на подземный ремонт скважины.
З_р = n_скв· Ц_прс (5.1)
где: Ц_прс – цена подземного ремонта.

n_скв – количество скважин.

З_р = 1900,0 млн. р.

4. Затраты на дополнительную добычу нефти.
З_{доп.доб}(t) = ∆Q· C_н· У_з (5.1)
где: У_з – доля условно-переменных затрат.

С_н – себестоимость нефти.

З_{доп.доб.2011} = 7798,5 млн. р.

З_{доп.доб.2012} = 6781,3 млн. р.

З_{доп.доб.2013} = 5896,8 млн. р.

---

5. Капитальные затраты.

(5.1)
где: Ц_анс – цена АНС

Ц_пакер – цена НКТ

Ц_сгн – цена СГН

К_з = 1170,0 млн. р.

6. Текущие затраты.
T_з (t) = N_рев· Ц_рев + З_{доп.доб.} (5.1)
где: N_рев – количество ревизий

Ц_рев – цена одной ревизии

T_{з 2011} = 4012,2 млн. р.

T_{з 2012} = 3408,6 млн. р.

T_{з 2013} = 2966,4 млн. р.

7. Прибыль.
(5.1)
Пр₂₀₁₁ = 2075,3 млн. р.

Пр₂₀₁₂ = 1812,7 млн. р.

Пр₂₀₁₃ = 1576,0 млн. р.

8. Налог на прибыль 20%.
(5.1)
Нпр ₂₀₁₁ = 4150,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₂ = 3625,7 млн. р.

Нпр ₂₀₁₃ = 3152,0 млн. р.

9. Налог на имущество 2,2%
(5.1)
Ам = 33%

Ним₂₀₁₁ = 171608,58 рублей

Ним₂₀₁₂ = 85817,16 рублей

Ним₂₀₁₃ = 25,74 рублей

10. Поток денежной наличности.
ПДН = Прt – Н (5.1)

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.

ПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ПДН₂₀₁₂ = 1451,0 млн. р.

ПДН₂₀₁₃ = 1260,8 млн. р.

11. Коэффициент дисконтирования.
^-t(5.1)
где: Е – норма дисконта, показывает процент доходности на капитал. В стабильных условиях принимается равным 0,15.

Th – расчетный год.

T – текущий год.

Б₂₀₁₁ = 1

Б₂₀₁₂ = 0,87

Б₂₀₁₃ = 0,756

12. Накопленный поток денежной наличности.
(5.1)
НПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

---

НПДН₂₀₁₂ = 3109,6 млн. р.

НПДН₂₀₁₃ =4370,4 млн. р.

13. Дисконтированный поток денежной наличности.
(5.1)
где: ПДНt – поток денежной наличности руб./год.

ДПДН₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ДПДН₂₀₁₂ = 1262,3 млн. р.

ДПДН₂₀₁₃ = 9531,8 млн. р.

14. Чистая текущая стоимость.
(5.1)
ЧТС₂₀₁₁ = 1658,5 млн. р.

ЧТС₂₀₁₂ = 2920,9 млн. р.

ЧТС₂₀₁₃ = 3874,1 млн. р.

15. Коэффициент отдачи капитала


где: КОК = 6,82 рублей / рубль
Таблица 5.2. Расчет ЧТС

Наименование	Ед.изм.	2011	2012	2013
Объем добычи нефти	т.	27 517,86	23 928,57	20 807,46
Выручка от реализации	тыс. руб.	247 660,75	215 357,17	187 267,10
Текущие затраты	тыс. руб.	40 122,81	34 086,79	29 664,17
Капитальные затраты	тыс. руб.	11 700,00	-	-
Налоги	тыс. руб.	41 679,12	36 339,9	31 520,62
Поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	145 102,13	126 082,33
Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	310 960,87	437 043,2
Коэффициент дискотирования	тыс. руб.	1,00	0,87	0,76
Дискотированный поток денежной наличности	тыс. руб.	165 858,75	126 238,85	95 318,24
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	165 858,75	292 097,6	387 415,84

---