Файл: Геологическая часть.docx

В проекте производится расчет эксплуатационных затрат на дополнительно добытую нефть, поэтому эксплуатационные затраты на дополнительную добычу за счет оптимизации системы разработки учитывают только следующие статьи:

1 - энергетические затраты для дополнительной добычи жидкости;

2 - сбор и транспорт дополнительно добытой жидкости;

3 - технологическая подготовка дополнительно добытой жидкости;

1. 
   Энергетические затраты на извлечение дополнительной жидкости:
   

(54)

где Р_изв – норматив расхода на энергию, затрачиваемую на извлечение нефти (в году, руб/т жидкости);

Q_ж – дополнительная добыча жидкости механизированным способом из пласта, тыс.т.

2. 
   Сбор и технологическая подготовка дополнительно добытой нефти:
   

(55)

где Ртп – норматив по технологической подготовке жидкости, руб/т;

Qж – объем дополнительно добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку, тыс.т.

3. 
   Закачка воды (% от обводненности дополнительно добытой нефти)
   

(56)

где Р_з.п. – норматив затрат на закачку, руб/м³;

Итого эксплуатационных затрат (без налогов и платежей):

(57)

К капитальным затратам по скважинам относятся затраты на бурение скважин, оборудование и техника необходимые при ЗБС, оборудование, требуемое для новых и действующих скважин.

(58)

Эксплуатационные и капитальные затраты по базовому и предлагаемому вариантам представлены в таблице 13.

Таблица 13.

Эксплуатационные затраты и капитальные вложения

Показатели	Ед.изм	Базовый вариант	Предлагаемый вариант
Добыча жидкости	Т	3 694,04	64 195
Добыча нефти	Т	154,10	16 258
Эксплуат. затраты	млн р	0,865	5,048
Капитальные вложения	млн. р	-	39,984
Всего затрат	млн. р	0,86	78,01

---

Экономическая эффективность от оптимизации системы разработки приведена в таблице

Таблица 14.

Экономическая эффективность от от предлагаемого решения

Показатель	Ед. изм.	Предлагаемый вариант
Накопленная добыча нефти всего	Тыс. т.	16,258
Дополнительная добыча нефти	Тыс. т.	16,104
Дополнительная добыча жидкости	Тыс. т.	60,788
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти	Млн. руб.	388,711
Эксплуатационные затраты на дополнительно добытую нефть	Млн. руб.	4,237
Капитальные затраты	Млн. руб.	39,984
Прибыль от дополнительно добытой нефти	Млн. руб.	167,932

Налог на прибыль

Определяется как 20% от прибыли.

(59)

Где П-балансовая прибыль

Отчисления во внебюджетный фонд (при Минтопе)

Н=1900*0,015*Qдоб. нефти. 1800-2000 руб. – условно можно принять себестоимость (производственную) нефти предприятия, которая подтверждается годовым балансом и отчисления по НИОКР уточняются (можно условно принять 20-30 р/т х количество доп. добычи нефти).

(60)

Выручка от реализации

Выручка от реализации продукции (В_t) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:

(61)

где Ц_н, - цена реализации нефти р/т; Q_н, - добыча нефти т.

Половина продукта реализуется на внешнем рынке, половина на внутреннем.

Прибыль от реализации

П - балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:

(62)

Экономический эффект (прибыль чистая) от забуривания боковых стволов:

П_ч = П – Н_пр=112,012 млн. руб. (63)

Доход государства

Доход государства при бурении БС будет складывается из налога на добычу полезных ископаемых, налога на прибыль, налога на имущество и отчисления на научно-исследовательские и опытно-промышленные работы.

---

Доход государства составит руб.:

---

Вывод

Подсчитав экономические показатели проекта, бурение МЗС является более эффективным вариантом чем базовый. В данном случае чистая прибыль составит 661,776млн. руб,

20. Заключение

Оценив эффективность эксплуатации ГС и проведение БСКО на месторождениях ПАО «Удмуртнефть» им. В.И.Кудинова, для достижения максимального эффекта, очевидным техническим решением является совмещение описанных технологий интенсификации добычи нефти.

В отношении Чутырского нефтяного месторождения бурение ГС и проведение в них ПБОПЗ позволит решить следующие задачи:

1. Повысить рентабельность капитальных вложений.

2. Увеличить период «не заводненной» эксплуатации за счет снижения депрессии на пласт.

3. Вовлечь в разработку целики нефти, увеличивая тем самым КИН.

4. Повысить удельную эффективность в сравнении с вертикальными скважинами за счёт увеличения площади фильтрации;

5. Повысить нефтеизвлечение из недр за счёт увеличения площади фильтрации и интенсификации перетоков нефти из залежи, а также за счёт повышения эффективности процессов воздействия на пласт;

6. Снизить объёмы бурения скважин при вводе в разработку Карсовайского месторожденияю

Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного проекта

Горизонтальные стволы

При подготовке данного проекта мною рассмотрены следующие научные публикации и запатентованные научные разработки, касающиеся темы дипломного проекта:

- В.А. Савельев, Н.А. Струкова, А.Р. Берлин. Отчет «Эффективность горизонтального бурения на месторождениях УР», 2003[16].

Институтом «УдмуртНИПИнефть» в 2000 году выполнено «Технико-экономическое обоснование разработки низко продуктивных залежей ПАО «Удмуртнефть» им. В.И.Кудинова, не вовлеченных в разработку. Порядка 70 млн.т извлекаемых запасов эксплуатируются единичными скважинами возвратного фонда из-за низкой их продуктивности и отсутствия эффективных технологий их разработки. К таким объектам относятся залежи каширо-подольских отложений, турнейских отложений с

---

небольшой толщиной и высокой вязкостью нефти, нефтяные оторочки верейских залежей (Чутырско-Киенгопское, Красногорское, Есенейское, Лудошурское и др. месторождения, в целом запасы по Ломовскому месторождению, Ново-Глазовскому поднятию Лозолюкско-Зуринского месторождения). В рамках этой работы выполнены научные исследования по возможности вовлечения этих объектов в разработку с применением горизонтального бурения на льготных условиях налогообложения. Рассмотрен 21 объект, из которых на 8 объектах (верейская оторочка на Чутырско-Киенгопском, турнейский Ельниковского, верейско-подоло-каширский Кырыкмасского, верейский и яснополянский Ломовского, верейский Есенейского, верейский Ижевского, верейский Южно-Киенгопского месторождений) научно обоснована разработка с применением ГС и ГС. По двум объектам (верейские на Ижевском и Южно-Киенгопском месторождениях) проектные решения с применением горизонтальной технологии бурения уже утверждены. По остальным объектам рассмотрены варианты разработки с применением горизонтальных скважин, которые оказались экономически и технологически привлекательными при их реализации в льготных условиях налогообложения.

- Учеными и специалистами ПАО «Удмуртнефть» им. В.И.Кудинова был предложен, разработан, запатентован и внедрен метод бурения ГС (патент РФ №2097536 от 27.11.1997, авторы В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, Р.Т. Шайхутдинов, М.И. Дацик). В предложном авторами способе бурения решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счёт более полного охвата пластов вытеснением за счёт бурения ГС из обводненных скважин.

Большеобъемные ОПЗ

ОАО «Урал-Дизайн-ПНП» разработало технологический регламент проведения БОПЗ составами КСПЭО (КСПЭО-2(2ВЛ)(2Н)).

С повышением скорости движения и давления закачки кислотного раствора происходит расширение существующих каналов и образование новых, в призабойной и удаленной зонах пласта. Это, в свою очередь, приводит к увеличению эффективности радиуса скважины и повышению дебита.

Повышение скорости движения и давления закачки кислотного раствора КСПЭО достигается двумя способами:

1. Увеличением производительности закачки (массового расхода закачки агента) за счет применения при ОПЗ, 4-х насосных агрегатов типа АН-700 (СИН-31).

---