Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
97
ДП. 130503.ЭСК-08. 000 000 ПЗ
5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
5.1 Организационные мероприятия по реализации и производству предлагаемых рекомендаций
Быстрый темп ввода в эксплуатацию Заполярного месторождения стал возможным благодаря внедрению передовых технологий и технических решений в добыче, подготовке и транспортировке газа.
При разработке месторождений установлено, что производительность многих скважин занижена в сравнении с естественной или потенциальной продуктивностью пластов.
Анализ результатов исследований по различным направлениям разработки месторождения позволил сделать следующие заключения о том, что фактическая продуктивность скважин не соответствует потенциальным возможностям пласта по следующим причинам:
а) негерметичности зацементированного заколонного пространства газовых скважин, по которым происходят утечки газа из залежи. По мнению специалистов ООО «Ямбурггаздобыча» это связано с тем, что сам цементный камень при опрессовке обсадных колонн жидкостью с избыточным давлением разрушается, становится газопроницаемым и не может создавать необходимое гидростатическое противодавление на газоносный пласт. Герметичность скважин опрессованых жидкостью вызывает сомнение, так как проницаемость газа в несколько раз выше проницаемости воды;
б) по условиями первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на репрессии давлений. Газонасыщенные пласты при первичном вскрытии бурением кольматируются фильтратом бурового раствора, и этого не избежать, так как ствол скважины не обсажен колонной. При вторичном вскрытии перфорацией на репрессии давлении жидкостью, при которой производится перфорация, этого можно избежать, так как ствол скважины уже обсажен, и продуктивный пласт перекрыт колонной. Для повышения эффективности разработки газовой залежи были предложены следующие мероприятия:
в) для исключения влияния избыточного давления и, как следствие, образования в цементном камне микротрещин при опрессовке обсадных колонн газовых скважин на Заполярном месторождении разработан способ испытыния колонн на газогерметичность при репрессии и депрессии давлений газообразным агентом, на который получен патент РФ. Испытание производится при спущенных НКТ до искусственного забоя скважины. Буровой раствор меняется на техническую воду. В затрубное пространство скважины подается газообразный агент, проникающая способность которого через любые негерметичности в колонне выше, чем у жидкости. С помощью компрессора плавно поднимается давление в затрубном пространстве скважины до давления испытания колонны на герметичность. При этом вода из скважины по НКТ изливается в мерную емкость. Наблюдается объем воды в мерной емкости и изменения уровня жидкости и давления в затрубном пространстве скважины в течение 12ч в репрессивном режиме. Затем стравливается давление в затрубном пространстве до атмосферного, и прослеживается изменение снижения уровня жидкости эхолотом или глубинным прибором в затрубном и трубном пространствах скважины в депрессионном режиме через каждые 2ч. Вероятность образования микротрещин и разрушения цементного кольца при таком способе опрессовки мала даже в нижней части обсадной колонны.
Предложенным способом произвели испытание пяти скважин на Заполярном месторождении. Испытания проводились при выполнении ремонтно-изоляционных работ. В четырех из них была установлена негерметичность обсадных колонн, в то время как при традиционном способе опрессовки колонны были признаны герметичными.
Для предотвращения МКД и заколонных перетоков газа кроме изменения технологии опрессовки обсадных колонн предусмотрено:
а) использование труб с утолщенными стенками в интервалах перекрытия ММП и в местах установки пакера и высокопрочными резьбовыми соединениями типа KS- Bear и VAM-TOP;
б) применение только портландцемента арктического с расширяющмися добавками;
в) применение ВУС (вязкоупругих систем) для заполнения затрубного пространства выше продуктивного пласта;
г) применение теплоизолирующих тампонов (незамерзающих) в межколонном пространстве от устья до глубины 450м;
д) цементирование части скважин с привлечекнием фирм «Шлюмберже», «Халибуртон», НПО «Бурение»;
е) применение новых геофизических методов контроля качества цементирования (геоакустическая шумометрия).
Ведутся исследования по изменению конструкции скважин и компановке колонн.
Продуктивность скважин зависит от качества как первичного вскрытия продуктивного пласта при бурении, так и в большей степени от качества вторичного вскрытия при освоении.
Согласно проектному документу вторичное вскрытие продуктивных пластов производится на репрессии давлений, превышающих на 10-15% пластовое.
В результате взрыва заряда перфоратора образуется ударная волна, которая приводит к разрушению и уплотнению нижней части продуктивного пласта, из которой практически не удается получить приток газа.
По данным газодинамических исследований в работу вовлекаются только верхние в среднем до 40м перфорированной мощности пласта, а нижняя часть интервала, более 70м, в колонне заполнена техногенной жидкостью и пласт в этом интервале не работает.
По данным ГИС этот факт также подтверждается.
В скважине №1156 продуктивные отложения перфорированы на репрессии давлений на глинистом растворе. В результате 67% вскрытого интервала не вовлечено в разработку. Можно предположить, что в остальных скважинах этого куста нижние интервалы также закольматированы при перфорации на репрессии давлений в солевом растворе.
После перфорации в скважину спускают НКТ с пакером. Производится посадка и распакеровка пакера гидравлическим способом избыточным давлением. Затем вызывается приток газа путем замены продавливанием солевого раствора облегченной жидкостью или конденсатом для облегчения противодавления на пласт, что вызывает дальнейшую кольматацию продуктивного пласта. При вызове притока из пласта скважина отрабатывается на факел в течение 72 часов. Но даже этого времени недостаточно при таком вскрытии пласта, чтобы удалить всю техногенную жидкость, проникшую в ПЗП скважины при перфорации.
Техногенная жидкость в течение длительного времени выносится в систему сбора и подготовки вместе с абразивным материалом, загрязняя продукцию скважины и создавая дополнительные осложнения при эксплуатации.
Дебиты скважин оказываются существенно ниже потенциальных возможностей продуктивного пласта.
На Заполярном месторождении разработана и внедрена новая технология вторичного вскрытия пласта в два этапа – с депрессией на пласт и на равновесии давлений в системе «скважина-пласт». Метод имеет патент РФ.
В результате применения данной технологии исключается проникновение жидкости в пласт, что существенно сокращает время очистки ПЗП от техногенной жидкости и увеличивает продуктивность.
Технология осуществляется следующим образом. С целью создания депрессии на пласт перфорация производится после заполнения ствола конденсатом плотностью 760-880кг/м3. В первую очередь вскрывается нижняя часть пласта на депрессии, пласт начинает работать. Для удаления техногенной жидкости и конденсата из ствола производится отбор и кратковременная отработка скважины на факел (1-3 часа). Перфорация выщележащих интервалов пласта продолжается уже в газовой среде на равновесии пластового давления и давления газа в стволе практически освоенной скважины. Если кратковременную отработку не производить, то эффект равновесия теряется и перфорация будет продолжаться при репрессии в среде жидкости.
Принципиальные различия в параметрах работы скважин, вскрытых по стандартной и новой технологиям, проявились на стадии освоения и выразились:
а) в увеличении производительности скважин;
б) в уменьшении объема выноса жидкости и выхода скважины на стабильный режим;
в) в снижении срока отжига скважины с 72 до 48ч;
г) в уменьшении потерь газа при освоении и выброса загрязняющих веществ в атмосферу.
По данной технологии освоено 318 скважин газовой сеноманской залежи Заполярного месторождения. Во всех случаях получены результаты, существенно превосходящие параметры скважин, пласты которых вскрыты по старой технологии при репрессии на пласт.
В результате уменьшения депрессии на пласт экономится пластовая энергия, что позволит обеспечить дополнительную добычу газа и отодвинет необходимость проведения КРС на более поздний срок.
Сохранение первоначальных свойств пласта позволит обеспечить более мягкий режим работы с меньшей конденсацией парообразной влаги и разрушения ПЗП с выносом песка.
Отсутствие в продукции скважин солей хлористого кальция уменьшит коррозию и эрозию конструкций скважин, технологического оборудования систем сбора и подготовки газа.
Незначительная депрессия позволяет работать, исключая подтягивание пластовой воды, что положительно скажется на уменьшении объемов капитального ремонта.
При использовании данной технологии при обустройстве новых месторождений реально уменьшение фонда эксплуатационных скважин за счет увеличения дебитов до 20%.
5.2 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
Данные для расчета представлены в условных единицах.
Определим дополнительную добычу газа в год по следующей формуле:
|
(5.1) |
где q-среднесуточный дебит газа;
Кз- коэффициент эксплуатации скважины.
тыс.м 3
Определим прирост выручки за счет дополнительной реализации газа
|
(5.2) |
где Ц- цена 1000 м3 газа.
руб
Расчет эксплуатационных затрат:
При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям затрат или элементам затрат. Эксплуатационные затраты рассчитаны, исходя из зависимости нормативов и технологических показателей.
Таблица 5.1. - Нормативы эксплуатационных затрат
|
Элементы затрат |
Ед. изм. |
Значение |
|
Расход на энергию по извлечению газа |
руб/1000 м3 |
5,05 |
|
Расходы по сбору и транспортировке газа |
руб/1000 м3 |
10,3 |
|
Расходы по технологической подготовке газа |
руб/1000 м3 |
65,0 |
|
Обслуживание скважин |
тыс.руб/скв. |
308,0 |
|
Балансовая стоимость 1 скважины |
млн. руб |
25,0 |
|
Средняя норма амортизации |
% |
6,7 |
|
Расходы на содержание эксплуатационного оборудования (в т.ч. ПРС) |
руб/1000 м3 |
360,5 |
|
Цеховые расходы |
руб/1000 м3 |
107,0 |
|
Общепроизводственные расходы |
тыс.руб/скв. |
500,0 |
|
Прочие производственные расходы |
тыс.руб/скв. |
14,0 |
Расчет эксплуатационных затрат:
Обслуживание газовых скважин
Затраты на энергию по извлечению газа
Затраты на сбор и транспортировку газа
Затраты по технологической подготовке газа
Затраты на амортизацию
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования
Цеховые расходы
Общепроизводственные расходы
Прочие производственные расходы
Эксплуатационные затраты в целом находим по формуле
|
(5.3) |
Итого эксплуатационные затраты составляют
Расчет капитальных затрат:
Капитальными затратами является стоимость скважин, в которую входит вторичное вскрытие пласта в 2 этапа.
Стоимость 1 скважины 25 млн. руб.
Итого капитальные затраты составляют
Рассчитываем налог на добычу полезных ископаемых. Налоговая база при добыче газа определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Размер налоговой ставки составляет 582 руб. за 1000 м3.
|
(5.4) |
Рассчитываем налог на имущество, для этого необходимо определить остаточную стоимость скважин по формуле
|
(5.5) |
Ставка налога на имущество составляет 2%
|
(5.6) |
|||
|
|||
К прочим налогам относятся:
- плата за негативное воздействие на окружающую среду;
- плата за землю;
-водный налог.
Сумма всех налогов и платежей составляет:
Валовую прибыль от реализации находим по формуле
|
(5.7) |
Налог на прибыль находим по формуле
|
(5.8) |
Находим чистую прибыль по формуле
|
(5.9) |
ПДН=791565761,98 руб.
Находим коэффициент дисконтирования по формуле
|
(5.10) |
где Е- ставка дисконта, %
t- расчетный год
Е=10%
Проводим дисконтирование прироста потока денежной наличности по формуле
|
|
(5.11) |
Находим чистый дисконтированный поток денежной наличности по формуле
(5,12)
Определим индекс доходности по формуле
|
(5.13) |
Определим прибыль предприятия за месяц
Определим период окупаемости
Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течении 4 месяцев. За рассматриваемый период предприятие получило чистую прибыль от дополнительной добычи газа в размере 791,6 млн. рублей.
Экономическая ценка проведения вторичного вскрытия пласта по новой технологии на 10 скважинах сеноманской газовой залежи Заполярного месторождения приведена в таблице 5.2.
Таблица 5.2. - Экономическая оценка эффективности проекта
|
Показатели |
Значение |
|
Прирост добычи газа, тыс.1000 м3 |
1044,1 |
|
Прирост выручки от реализации, млн. руб. |
2448,9 |
|
Эксплуатационные затраты, млн. руб. |
596,98 |
|
Капитальные затраты, млн. руб. |
250,0 |
|
Сумма налогов и платежей, млн.руб. |
612,5 |
|
Прибыль предприятия, млн. руб. |
791,6 |
|
Поток денежной наличности (NPV), млн. руб. |
791,6 |
|
Индекс доходности (PI), руб./руб. |
3,17 |
|
Срок окупаемости, мес. |
4 |