Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

Общие показатели разработки Сосновского месторождения по состоянию на 01.01.2012г. представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 -Общие показатели добычи нефти Сосновского месторождения за период развития.

№ п/п	Объекты разработки	Доля в общей добыче (%)	Остаточные запасы нефти
			Тыс. т	%
Соколовское месторождение	884,6	100,0	210,4	100,0

Продолжение таблицы 4.2

В том числе: -2-й блок елецкого горизонта	249	28,1	82,9	39,4
-восточный блок семилукского горизонта	413,6	46,8	90,5	43,0
- прочие объекты	222,0	25,1	37,0	17,6

Представленные данные характеризуют значимость объектов в общих объёмах добычи нефти Сосновского месторождения.

Одним из основных показателей эффективности разработки месторождения является коэффициент нефтеотдачи. По состоянию на 01.01.2012г. он характеризуется следующими данными. (см.таблица 4.3.)

Таблица 4.3 - Фактические и проектные значения коэффициента нефтеотдачи объектов разработки Сосновского месторождения.

№ п/п	Объекты разработки	Накопленный объем добычи нефти (тыс.т)	Коэффициент нефтеотдачи		Остаточные извлекаемые запасы (тыс.т)
			Фактический	Проектный
1	1-й блок елецкого горизонта	85,3	0,230	0,429	45,7
2	2-й блок елецкого горизонта	249	0,363	0,43	46,0
3	Восточный блок семилукского горизонта	413,6	0,2	0,232	35,2
4	Восточный блок воронежского горизонта	81,7	0,151	0,232	44,3
5	Западный блок воронежского горизонта	32,8	0,159	0,2	8,16
6	Западный блок семилукского горизонта	22	0,179	0,2	2,1

---

По данным таблицы видно, что фактические значения коэффициентов нефтеотдачи не достигают проектных значений по всем объектам разработки. В результате чего запасы месторождения используются не в полном объеме.

Общий объем остаточных извлекаемых запасов составил 181,46 тыс.тонн. Повышение коэффициента нефтеотдачи до проектного уровня предоставляет

возможность получить дополнительный доход.

Расчет финансовых результатов.

1. 
   Объем дополнительной добычи нефти за счет повышения коэффициента нефтеотдачи до проектного уровня – 181,46 тыс.тонн.
   
2. 
   Цена 1т нефти – 322,25$, по курсу на 01.06.2016г. – 21 тыс.руб.
   
3. 
   Дополнительный доход с учетом акцизного налога и НДС:
   

181,46 тыс.т X 21 тыс.руб.= 3810660 тыс.руб.

4. 
   Дополнительный доход без НДС по ставке 18% составляет:
   

3810660 / 1,18 = 3229323тс.руб.

5. 
   Сумма акцизного налога по фиксированной ставке 66 руб. на 1т нефти составляет:
   

181,46 тыс.т x 66 руб. = 11976 тыс.руб.

6. 
   Дополнительный доход без акцизного налога составляет:
   

3229323 – 11976 = 3217347 тыс.руб.

7. 
   Доля затрат на добычу остаточных запасов нефти в объеме дополнительного дохода составляет 35%:
   

3217347тыс.рб. Х 0,35 = 1126071 тыс.руб.

8. 
   Прибыль от дополнительной добычи и остаточных запасов:
   

3217347 тыс.руб. – 1126071тыс.руб. = 2091276 тыс.руб.

9. 
   Сумма налога на прибыль по ставке 20%:
   

2091276 тыс.руб. х 0,2 = 418255 тыс.руб.

10. 
    Чистая прибыль составляет:
    

2091276 тыс.руб. – 418255 тыс.руб. = 1673021 тыс.руб.

11. 
    Объем инвестиций на мероприятия по повышению эффективности разработки месторождения по удельным капиталовложениям на 1т нефти составляет:
    

181460т х 3000 руб. = 544380 тыс.руб.

Расчет критериев эффективности проекта.

Основными критериями оценки экономической эффективности инвестиционного проекта являются:

• 
  Чистый дисконтированный доход NPV
  
• 
  Индекс рентабельности инвестиций PI
  

• 
  Срок окупаемости инвестиций PP.
  

NPV = PV – IC

(4.1)

где - сумма чистых дисконтированных денсмсных потоков.

PV = , где - чистая прибыль;

p - ставка дисконтирования на уровне банковской ставкирефинансирования;

k - год действия проекта.

p = 0, т.к. кредитные средства не используются:

k = 1;

NPV = 1673021тыс.руб. /91+0)¹ – 544380тыс.руб. = 1128641 тыс.руб.

---

NPV > 0, следовательно, проект прибыльный.

PI = PV / IC = 1673021 / 544380 = 3.07

PI >1, следовательно, проект рентабельный.

Срок окупаемости инвестиций равен числу лет, при котором PV > IC.

Следовательно, PP = 1 год.

Расчет критериев экономической эффективности проекта показывает, что проект является прибыльным при условии проведения мероприятий по повышению эффективности разработки месторождения и достижения проектного уровня коэффициента нефтеотдачи.

---

Заключение

В данной дипломной работе дан анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.

Рассмотрено геологическое строение Соколовского месторождения.

По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.

Залежь нефти первого блока елецкого горизонта

Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы – 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная – 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.

Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.

Предусматривается в 2013 году бурение второго ствола скважины 61s2, ввод в добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2 и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.

Залежь нефти второго блока елецкого горизонта

По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%.

Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы – 46 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах добычи нефти по скважинам.

Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.

Предусматривается после полного обводнения бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2 намечается выполнить ШПНП в скважину 66.

Залежь нефти восточного блока семилукского горизонта

На 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости – 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции – 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс. т нефти.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПа. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях – 19%, накопленная – 48,4%.

Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на 60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.

---

Список литературы

1. 
   Правила разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь. – Гомель; 2005. - 96 с.
   
2. 
   ТКП 077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г.  Минск: Концерн «Белнефтехим», 2007.- 99 с.
   
3. 
   СТП 09100.17015.042-2000. Буровые растворы. – Взамен СТП 00-91-90; Введен 01.04.2001. – Гомель: БелНИПИнефть, 2001. – 64 с.
   
4. 
   СТП 09100.17015.082 - 1990. Технология вскрытия проницаемых пород с принудительной кольматацией.– Введен 01.03.1991. – Гомель: ГО УкргипроНИИнефть, 1990. – 58 с. – Изменение №1 к СТП 09100.17015.082 – 1990.
   
5. 
   СТП 09100.17015.080-1989. Испытание и освоение скважин. – Взамен СТП 00-028-62; Введен 01.02.1990. - – Гомель: ГО УкргипроНИИнефть, 1990. – 50 с.
   
6. 
   СТП 09100.17015.029-1998. Технология воздействия на пласт при интенсификации притока в карбонатных пластах. – Введен с 01.01.2000. – Гомель: БелНИПИнефть, 2000. – 77 с.
   
7. 
   СТП 09100.17015.035-1999. Временная инструкция по технологии интенсификации притока нефти в пластах с терригенным коллектором. – Введен 11.12.2000. – Гомель: БелНИПИнефть, 2000. – 45 с.
   
8. 
   Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений объединения "Белоруснефть". Технологическая схема разработки Соколовского месторождения: Отчет о НИР (заключительный) / УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. – Киев, 1990. – 235 с.
   
9. 
   Составление технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Этап 2. Уточнение технологических показателей разработки месторождений, находящихся в пробной эксплуатации: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. – Гомель, 1991. – 91 с.
   
10. 
    Пересчет запасов нефти и растворенного газа Соколовского месторождения (книга 1): Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.А. Пахольчук. – Гомель, 1997. – 245 с.
    
11. 
    Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Проект разработки Соколовского месторождения: Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Н.А. Веремко. – Гомель, 1999. – 191 с.
    
12. 
    Составление проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО "Белоруснефть". Уточненный проект разработки Соколовского месторождения (временный): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Л.Г. Мельникова – Гомель, 2008. – 284 с.
    
13. 
    Пересчет запасов нефти и растворенного газа подсолевых карбонатных залежей Соколовского месторождения: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.Л. Цукарева. – Гомель, 2005. – 232 с.
    
14. 
    Пересчет запасов нефти и растворенного газа Соколовского и Пожихарского месторождений (книга 1): Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.С. Мохорев. – Гомель, 2009. – 375 с.
    
15. 
    Закон Республики Беларусь об охране окружающей среды от 26.11.92 №1982-XII (в ред. от 06.05.2010 №127-З)
    
16. 
    Закон Республики Беларусь «Об охране атмосферного воздуха» от 16.12.2008 №2-З
    
17. 
    Закон Республики Беларусь «Об обращении с отходами» от 20.07.2007 №271-З
    
18. 
    Закон Республики Беларусь «О растительном мире» от 14.06.2003 №205-3 (в ред. от 28.12.2009 №96-З)
    
19. 
    Водный кодекс Республики Беларусь от 15 июля 1998 г. №191-З (в ред. от 04.01.2010 №109-З)
    
20. 
    Кодекс РБ о недрах от 14 июля 2008 г. №406-3 (в ред. от 04.01.2010 №109-З1
    
21. 
    СТП 09100.17015.078-2006 «Технологические мероприятия по обработке отходов бурения с целью снижения загрязнения окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях РУП «ПО Белоруснефть».  Взамен СТП 09100.17015.078-1989; Введен 29.12.2006. – Гомель: БелНИПИнефть, 2006. – 70 с.
    
22. 
    СанПиН «Гигиенические требования к организации СЗЗ предприятий, сооружений и иных объектов, являющихся объектами воздействия на человека и окружающую среду» Постановление Минздрава №78 от 30.06.2009
    

---