Файл: На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт.docx

- экономический эффект за счет дополнительной добычи нефти, полученной при вытеснении водой улучшенного качества, руб.:

Э = Э3'+ Э"+ Э"',	(4.5)
Э = - Зу,)• QH	(4.6)

где: Qh - дополнительный объем нефти, вытесненной водой улучшенного качества, т.

	(4.7)
912500*[0,3*0,2*(1+0,2*0,5)]=912500*0,066=60225т,	(4.8)

K1- коэффициент, характеризующий уровень правильности принимаемых решений геологическими службами, техническое состояние скважин, особенности геологического строения участков. Для законтурного заводнения принимается равным 0,3;К2 - коэффициент, характеризующий вытеснение жидкости водой. При обводненности продукции скважин 80% для законтурного заводнения принимается равным 0,2;К3 - коэффициент, учитывающий уровень нефтеотдачи при вытеснении нефти более чистой водой. Для законтурного заводнения принимается равным 0,5;Он' - дополнительный объем нефти, вытесненной водой улучшенного качества для реализации по внутренней цене,

Q' = Q • 0,68 = 60225• 0,68 = 40953т.

(4.9)

С_внутр - внутренняя цена реализации нефти (без НДС и акциза), руб/т.;З_уп - условно-переменная часть себестоимости добычи нефти, руб/т.

Эз''=Ссмеш*Qн''

(4.10)

где: О_н'' - дополнительный объем нефти, вытесненной водой улучшенного качества для реализации по смешанной цене

Qн''=Qн*0.02=60225*0.02=1204т.

(4.11)

С_смеш - смешанная цена реализации нефти (без НДС и акциза), руб/т.

(4.12)

где: О_н''' - дополнительный объем нефти, вытесненной водой улучшенного качества для реализации по экспортной цене

Q= Qн • 0,30 = 60225 • 0,30 = 18068 т.

(4.13)

---

С_эксп - экспортная цена реализации нефти (без НДС и акциза), руб/т.Э₄ - экономический эффект от сокращения затрат на электроэнергию для преодоления сопротивления пласта при закачке воды улучшенного качества в плановых объемах, руб.:

Э4= Сэ•K•Qв•Элуд+Сп•N•Qв/365,

(4.14)

где: С_э - стоимость 1 кВт ч электроэнергии по двойному тарифу, руб/кВтч; C_n - стоимость 1 кВт установленной мощности, руб/кВтмес.; K - коэффициент, учитывющий сопротивление пласта, закольматированного по отношению к чистому пласту, равный 3,86;Э_луд - удельный расход электроэнергии на закачку 1 м воды в год по АО «Татнефть», равный 6,7 кВт ч/м ; N - мощность, необходимая для закачки 1 м воды в сутки по АО «Татнефть», равная 0,0184 кВт; Q_u - годовой объем очистки сточной воды после внедрения, м³/год. Э₅ - экономический эффект от сокращения объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах и их утилизации, руб.:

Э = Э5'+ Э5'';+Э5'''

(4.15)

где: Э5' - экономический эффект от сокращения платежей в Экологический фонд РТ, руб.:

Э5'=Нn*(Q1шл-Q2шл)*Ky*Kn*T*1,9*62

(4.16)

где: H_n - норматив платы за размещение отходов, равный 4 руб/т; Q_1мл - объем отходов до внедрения, т;Q_2мл - объем отходов после внедрения, т; К_у -коэффициент удаленности места складирования отходов, равный 3; К_п - коэффициент площади под складирование отходов, равный 1,1; Т - время с момента обнаружения до ликвидации свалки, равное 6,5 мес.; 1,9 - коэффициент, установленный Экологическим фондом; 62 - повышающий коэффициент.Э5" - экономический эффект от сокращения затрат на транспортирование шлама до НШУ-1 ЗАО ТатОЙЛГАЗ, руб.:

Э5''=См*Тр*(Q1шл-Q2шл)/V6

(4.17)

где: См - стоимость одного машино-часа, руб.; Тр - продолжительность одного рейса, час; Q_1шл - объем отходов до внедрения, т; Q_2шл - объем отходов после внедрения, т; У_б - вместимость емкости транспортного средства, т.Э"' - экономический эффект от сокращения затрат на переработку шлама на НШУ-1 ЗАО ТатОЙЛГАЗ, руб.:

---

(4.18)

где: Спер - стоимость переработки 1 т шлама, руб/т; Q_1мл - объем отходов до внедрения, т; Q_2мл - объем отходов после внедрения, т; К - коэффициент разбавления нефти водой, равный 3,3.- экономический эффект от сокращения числа порывов на низконапорных водоводах, руб.:

3 = С • К • n,

(4.19)

где: Спор - стоимость ремонтных работ при одном порыве, руб.; Кпор - коэффициент порывистости на низконапорных водоводах по сравнению с высоконапорными, равный 0,4; n - число порывов на водоводах НГДУ за год, шт. - экономический эффект от увеличения межремонтного периода нагнетательной скважины, руб.:

3 =(С.н - Зуп )• qв •[K1 • K2 (1 + Кз • K4 )] •( R1 – R2)

(4.20)

где: Сн - внутренняя цена реализации нефти (без НДС и акцизы), руб/т; qв - суточный объем очистки сточной воды, тыс.м /сут, равный Q^365; R1 - число ремонтов нагнетательных скважины до внедрения; R2 - число ремонтов нагнетательных скважин после внедрения. Примечание: коэффициенты К1, К2, К3, К4 определяются геологическими службами и могут иметь другие значения.

R = T/МРП1+tp	(4.21)
МРП2 = МРП1 + МРП	(4.22)
R = T/МРП2+tp	(4.23)

где: Т - количество суток в году, tp - продолжительность ремонта скважины, связанного с восстановлением ее приемистости, сут; МРП1 и МРП2 - соответственно межремонтный период работы нагнетательной скважины до и после внедрения каскадной очистки сточных вод на очистных сооружениях, сут; МРП - увеличение МРП работы нагнетательной скважины после внедрения за счет улучшения качества закачиваемой сточной воды, сут.В соответствии с РД 39-3-1023-84 снижение концентрации нефти и механических примесей в закачиваемой сточной воде на 1 мг/л приводит к улучшению МРП работы нагнетательной скважины соответственно на 1,157 и 2,317 сут.Следовательно, МРП = 1,157(Н1-Н2)+2,317(М1-М2),где: Н1 и Н2, М1 и М2 - концентрации нефти и механический примесей в очищенных сточных водах до и после внедрения, мг/л.

---

Межремонтный период нагнетательной скважины составит

МРП= 1,157*(110-40)+2,317*(55-19)=164 сут	(4.24)
МРП2 =400+164=56	(4.25)
R2=365/564+21=0,624	(4.26)

Исходные данные и расчет хозрасчетного экономического эффектаИсходные данные и расчет хозрасчетного экономического эффекта представлены в таблицах 4.1; 4.2.В расчете были использованы реально действующие на 31 декабря 2016 года средние цены реализации нефти за тонну, а также средняя тарифная ставка стоимости 1 кВтч электроэнергии для промышленных предприятий.Таблица 4.1 - Исходные данные

№№ п/п	Показатели	Едини цы	До внедрения	После внедрения
1	2	3	4	5
1.	Объем очистки сточной воды на 1 очистных сооружениях	м3/г	912500	912500
	Содержание в очищенной сточной воде:	мг/л
2.	нефти		110	40
3.	мехпримесей		55	19
4.	Количество нагнетательных скважин, подключенных к объекту очистки сточных вод	шт.	57	57
5.	Стоимость ремонта нагнетательной скважины, связанная с восстановлением приемистости	руб.	152000	152000
6.	Средняя продолжительность ремонта нагнетательной скважины	сут.	21	21
7.	МРП скважин	сут.	400	564
8.	Увеличение МРП	сут.		164
9.	Число ремонтов скважины	шт.	0,867	0,624
10.	Внутренняя цена реализации нефти (без НДС и акциза)	руб./т	12760	12760
	Смешанная цена реализации нефти (без НДС и акциза)	руб./т	14251	14251
	3кспортная цена реализации нефти (без НДС и акциза)	руб./т	20687	20687
11.	Условно-переменная часть себестоимости нефти	руб./т	594	594
12.	Стоимость 1 кВтчаса электроэнергии по двойному тарифу	руб/кВтч	0,16
13.	Стоимость 1 кВт установленной мощности	руб/кВт- мес	80
14.	Стоимость 1 машино-часа бензовоза	руб.	170,4
15.	Продолжительность 1 рейса	час.	4
16.	Вместимость емкости транспортного средства	тонн	7,5
17.	Стоимость переработки 1 т шлама	руб.	123
18.	Число порывов на водоводах	шт.	12
19.	Стоимость ремонтных работ при 1 порыве	руб.	2146
20.	Объем отходов	тонн	72	66
21.	Дополнительный объем нефти, вытесненный водой улучшенного качества	т./г		60225
22.	Капитальные вложения (АОСВ- 2), 1 шт.	тыс.руб.		9568
23.	Амортизационные отчисления (АОСВ-2), 7,5%	тыс.руб.		718
24.	Затраты НИОКР	тыс.руб		2052
25.	Объем внедрения	апп.		29

---

Таблица 4.2 - Расчет гарантированного хозрасчетного экономического эффекта

№№ п/п	Показатели	Единицы измерения	После внедрения
1	2	3	4
1.	Объем внедрения	апп.	29
2.	Г одовой объем очистки сточных вод на одних очистных сооружениях	м3/год	912500
3.	Доп. кап. вложения (АОСВ-2) - 1 шт.	тыс.руб.	9568
4.	Затраты на внедрение мероприятия амортиз. отчисления, 7,5% затраты на электроэнергию (0,488 руб.*150 кВт*24*360*0,82) затраты на кап. ремонт удельные затраты на НИОКР (2052 : 29)	тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб.	1452 718 519 144 71
5.	Экономический эффект от внедрения АОСВ для очистки сточной воды на очистных сооружениях, в т.ч. за счет:	тыс.руб.
	сокращения потерь добытой нефти с закачиваемыми в пласт сточными водами (Э1)/(Э1') сокращения числа ремонтов нагнетательных скважин в результате закачки в них сточной воды более высокого качества (Э2) дополнительной добычи нефти, полученной при вытеснении водой улучшенного качества (Э3) сокращения затрат на электроэнергию для преодоления сопротивления пласта при закачке	тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб.	777/910 2105 889165
	воды улучшенного качества (34) сокращения объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах и их утилизации (35) сокращения числа порывов на низконапорных водоводах (36) увеличения межремонтного периода нагнетательной скважины (37)	тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб. тыс.руб.	3820 2379 10 488
6.	Годовой экономический эффект (прирост балансовой прибыли) (для АО Татнефть) (31+32+33+34+35+36+37) - п.4	тыс.руб.	897292
7.	Налог на имущество, 2%	тыс.руб.	191
8.	Налогооблагаемая прибыль (п.6 - п.7)	тыс.руб.	897101
9.	Налог на прибыль, 35%	тыс.руб.	313985
10.	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (хозрасчетный экономический эффект) на один аппарат на объем внедрения	тыс.руб. тыс.руб.	583116 16910364
11.	Г одовой народно-хозяйственный эффект (для России) (31^+32+33+34+35+36+37) - п.4 на один аппарат на объем внедрения	тыс.руб. тыс.руб.	897425 26025325

---