Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

3) Обеспечение надежной действующей системы оповещения и связи.

4) Общее обучение рабочих, служащих, населения мерам защиты от оружия массового поражения.

Особенностью организации гражданской обороны в НГДУ является спе-цифика производства, связанная с добычей нефтяного стратегического сы-рья.

Спецификой производства являются:

1) непрерывный цикл производства;

2) повышенная газовзрываемость объектов НГДУ;

3) необходимость поддержания пластового давления.

В основу боевой подготовки формирований гражданской обороны по-ложены практические и тактико-специальные занятия. Проводятся двадцати-часовые занятия по программе обязательного обучения и по специальной подготовке в каждой службе гражданской обороны. В настоящее время в НГДУ укомплектованы формирования граждан-ской обороны, спасательные отряды, группы связи, отряды сандружины, ава-рийно-технические команды, с помощью которых эффективно разрешаются все задачи по гражданской обороне, поставленные перед этими формирова-ниями.

3.6. Затраты на мероприятия для обеспечения безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта

Затраты на мероприятия для обеспечения промышленной безопасности в области охраны труда приведены в табл. 15.

Таблица 15

Затраты для обеспечения безопасности при

проведении проектируемых работ

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР

4.1. Нормативно-правовая база в области охраны окружающей среды и недр

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе тех-ни-ческих решений является наличие экологических ограничений хозяйст-венной деятельности. При выборе земельного участка учитывают размеры водоохран-ных зон водотоков, санитарно-защитные зоны объектов, зоны са-нитарной ох-раны артезианских скважин и другие ограничения.

При проектировании и дальнейшей эксплуатации объектов необходимо учитывать действующие законодатель-ные и нормативно-правовые доку-менты:

Федеральный закон от 10 января 2002г. N 7-ФЗ "Об охране окружаю-щей среды".

Закон РФ от 21 февраля 1992г. N 2395-1 "О недрах" (в ред. от 3 марта 1995г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999г., 2 января 2000г., 14 мая, 8 ав-густа 2001г., 29 мая 2002г., 6 июня 2003г.)

Федеральный закон от 23 ноября 1995г. N 174-ФЗ "Об экологической экс-пертизе" (с изм. и доп. от 15 апреля 1998г.)

Закон РФ от 21 февраля 1992г. N 2395-1 "О недрах" (в ред. от 3 марта 1995г.) (с изм. и доп. от 10 февраля 1999г., 2 января 2000г., 14 мая, 8 ав-густа 2001г., 29 мая 2002г., 6 июня 2003г.)

Федеральный закон от 14 марта 1995г. N 33-ФЗ "Об особо охраняе-мых природных территориях" (с изм. и доп. от 30 декабря 2001г.)

Водный кодекс Российской Федерации от 16 ноября 1995г. N 167-ФЗ (с изм. и доп. от 30 декабря 2001г., 24 декабря 2002г., 30 июня, 23 де-кабря 2003г.)

Лесной кодекс РФ, № 22-Ф3, от 29 января 1997г.;

Земельный кодекс Российской Федерации от 25 октября 2001г. N 136-ФЗ (с изм. и доп. от 30 июня 2003г.)

Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха», от 04 мая 1999г.;

СанПиН 2.1.6.1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосфер-ного воздуха населенных мест»;

4.2. Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Предприятие на месторождение имеет согласованные проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу, предельно допустимых сбросов (ПДС), проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. Все выбрасываемые и сбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ, ПДС. Также получены лимиты на размещение отходов производства и потребления.

Поверхностные воды: воздействие на поверхностные воды может иметь место, в основном, при попадании в них загрязняющих веществ в случае аварийной ситуации. После приема загрязненных стоков происходит ухудшение физических свойств воды (замутнение, изменение цвета, вкуса, запаха). Осаждение нефтепродуктов и солей на дно водоемов вызывает загрязнение донных отложений.

При аварийных ситуациях миграция загрязненных стоков в поверхностные водотоки возможна по поверхности земли только при разрушении обваловок площадок, а также аварий на трубопроводах. При возникновении аварийной ситуации, учитывая расчетное время продвижения загрязняющих веществ, необходимо принять меры по сокращению распространения фронта сточных потоков.

Подземные воды: загрязнение подземных вод возможно при разливе нефти и минерализованных вод в результате инфильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным». В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения. Почвенно-растительный слой: загрязнение почв напрямую связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируются принятыми проектными решениями. Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.

4.3. Оценка воздействия на окружающую среду

В результате работ по мониторингу отмечается, что уровень загрязнения атмосферного воздуха объектами с повышенной техногенной нагрузкой находится на низком уровне. В связи с этим, основное внимание при прогнозе уделяется водным объектам и почве.

4.4. Мероприятия, обеспечивающие выполнение нормативных доку-ментов по охране окружающей среды при осуществлении гидроразрыва пласта

Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.567-96 "Санитарно-защитные зоны и сани-тар-ная классификация предприятий, сооружений и иных объектов" предпри-ятия по добыче нефти с малым содержанием летучих углеводородов и вы-бросом серо-водорода до 0,5т/сут относятся ко II классу с размером сани-тарно-защитной зоны (СЗЗ) -1000м.

Ширина водоохранных зон рассматриваемых водотоков согласно Поста-новления № 1404 составляет от 50 до 500метров. Объекты нефтедобычи не должны располагаться в водоохранной зоне рек.

Согласно СН 2.2.4/2.1.8.562-96 шум на рабочих местах в производствен-ных помещениях и на территории предприятий не должен превышать 80дБА. В на-селенных пунктах (жилые комнаты квартир) установлены уровни шума: с 7 до 23 ч - 55дБА, с 23 до 7 ч - 45дБА согласно СН 3077-84.

С точки зрения эрозионной опасности земель площадки кустов скважин не следует располагать на чрезвычайно и сильно эррозионных землях.

Согласно действующим нормам проектирования границы санитарно-за-щит-ных зон вдоль высоковольтных ЛЭП устанавливаются по величине на-пря-жен-ности электрического поля, которая не должна превышать 1 кВ/м.

Одним из способов снижения экологического ущерба при капиталь-ном ре-монте скважин может служить технология ремонта в герметизирован-ном вари-анте.

Размещение оборудования и работы по ремонту скважин нужно произ-во-дить на отчужденной территории. В аварийных ситуациях происхо-дит за-грязне-ние устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По за-вершении работ все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории ре-культивируется. Технологические ремонтные операции можно производить по замкну-той схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиле-новой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых уст-ройств; быстросъемных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.

В процессе текущих и капитальных ремонтов необходимо использо-вать пресную и техническую воду в качестве жидкости глушения и транс-порти-рую-щей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполне-нии ра-бот по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязня-ется взвешенными твердыми части-цами, химическими веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.

При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеот-дачи пластов все применяемые химические вещества, растворители, гели, ки-слоты в полном объеме следует закачивать в продуктивный пласт.

Пресная и техническая вода после использования в технологических про-цессах должна отстаиваться в циркуляционных емкостях. При этом выбу-ренная порода и цемент оседают на дно емкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Осветленная отстоявшаяся вода закачива-ется в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также асфальтосмолопарафи-нистые вещества перера-батываются на специальных установках, или исполь-зу-ются в качестве тампони-рующего материала для ликвидации зон поглоще-ния при ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.

Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других ма-те-риалов из сальниковых устройств и быстросъемных соединений трубо-прово-дов могут также образовывать отходы нефтеасфальтосмолопарафини-стых веществ и техническую воду.

Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических про-цессов нефтедобычи может являться их закачка в поглощающие гори-зонты фа-менского яруса. Это возможно осуществлять через специально про-буренные скважины. Для определения условий скважинной утилизации не-обходимо учесть все методы, применяемые на промыслах Удмуртии. Это по-зволяет опре-делять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объ-емы отходов.

Практически все технологические процессы осуществляются по “разо-вой” технологии, а потому непродолжительны по воздействию на эко-си-стему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды.

Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процес-сов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, за-грязненной почвы и продуктов нейтрализации кислот или щелочей, то есть в твердом или пастооб-разном состоянии. Жидкие отходы могут быть пред-ставлены в виде водных рас-творов исходных химических реагентов и вспо-могательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.

Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут обра-зо-вываться при подготовительно-заключительных операциях: промывке ав-тоцис-терн и насос-ных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.

В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов про-цесса добы-чи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно ути-лизиро-вать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в сис-теме ППД для обработ-ки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специ-альным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты. К числу та-ких отходов относятся не-онолы Афд10, а так-же гексан. Закачку ПАВ осуще-ствляется в виде водных рас-творов с концентрацией до 10%. После закачки этих отходов повышается прие-мистость нагнетательной сква-жины вследст-вие моющего действия ПАВ и рас-творителя. Аналогичным образом сле-дует поступать с отходами MgCl и FeCl, добавляя их в нагнетаемую в пласт воду. Во-вторых, есть группа химических реагентов, отходы которых могут быть использова-ны в технологических про-цесса при их совместном применении. Например, при закач-ке АФд в нагнета-тельные скважины ПАВ типа неонолы Афд10 для увеличения нефтеот-дачи пла-стов допускается добавлять в нагне-таемую в пласт воду отходы полигликоля, щелочных агентов, а также солей MgCl и FeCl3.

Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны сква-жин. Однако в этом случае концентрации HCl и HF следует довести до 8-10% и 3-5%, соответственно.

Следует иметь в виду, что недопустимая совместная утилизация отхо-дов хими-ческих реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приемистости погло-щающей сква-жины.

Так ли необходимо улучшать экологическую обстановку в области ре-монта скважин. В первую очередь это проявится в повышении качества ре-монтных работ и, как следствие, в снижении количества ремонтов.

Например, гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболоч-кой исключит филь-трацию в грунт технической минерализованной воды и дру-гих химических веществ, а следовательно, предотвратит загрязнение под-зем-ных го-ризонтов пресных вод.

Следует разработать комплекс специального природоохранного оборудо-ва-ния для подземных ремонтов скважин, которое очищало бы внеш-нюю поверх-ность колонны НКТ от любой скважинной жидкости при подъ-еме труб из сква-жины, а также предотвращало разбрызгивание скважинной жидкости при подъ-еме НКТ, когда не срабатывает сливной клапан.

Оснащение всех бригад подземного ремонта комплексом этого оборудо-ва-ния по-зволит исключить использование земляных амбаров и пре-дупредить по-падание заг-рязнений на почву.

Рассмотренные в данной работе геолого-технические мероприятия по ин-тенсификации добычи нефти, уменьшению доли воды в добываемой про-дукции влекут за собой увеличение объемов перекачиваемой нефти и воды, что ска-жется в свою очередь на увеличении объемов выбросов вред-ных ве-ществ в ат-мосферу. Также большое внимание следует уделять непо-средст-венно техноло-гическим процессам, так как несоблюдение технологии гео-лого-технического мероприятия может привести к авариям и нанести боль-шой урон окружающей среде. В частности, необходимо следить за гер-метич-ностью оборудования и ма-нифольдных линий, которые соединяют ме-жду со-бой устье скважины и техно-логические емкости и агрегаты, во избе-жании разливов нефти, нефтепродуктов и химических реагентов, применяе-мых при проведении операций.

Анализ хозяйственной деятельности показал, что на Ельниковском ме-сто-рождении реализуются основные принципы, заложенные технологиче-ской схе-мой разработки. Месторождение укомплектовано стандартным обо-рудованием, подъем нефти на поверхность осуществляется посредством штанговых глубин-ных насосов, сбор продукции производится по однотруб-ной герметизированной схеме, для поддержания пластового давления в пласт нагнетается пресная и техническая вода. Для предотвращения осложнений при эксплуатации нефте-промыслового оборудования широко внедряются химические реагенты-ингиби-торы АСПО и коррозии. Другие методы приме-няются по необходимости в зави-симости от конкретной ситуации.

Благодаря проводимой на промысле природоохранной работе си-туацию с предупреждением аварийности на Ельниковском месторождении нефти можно считать благоприятной.

Основными мероприятиями по охране окружающей среды являются:

1) исключение случаев выбросов газа и разливов нефти путем свое-времен-ного осуществления сброса нефти и газа в аварийные емкости;

2) оперативный сбор разлитой нефти;

3) категорический запрет утилизации разлившейся нефти путем ее выжига-ния;

4) постоянный строгий контроль за выбросами в атмосферу транс-порт-ными средствами;

5) постоянное внедрение технологий и оборудования, ведущих к сни-жению норм ПДВ;

6) охрана водных объектов от попадания нефтепродуктов и химиче-ских реа-гентов;

7) проведение мероприятий по рекультивации земель в случае их за-грязне-ния нефтепродуктами, химическими реагентами согласно утвер-жденным методам.

С целью снижения ущерба от загрязнения объектов природы должен быть составлен план ликвидации аварий (фонтанирование нефтью, газом, пластовой водой и их смесями, разливы нефти, пластовой воды, нарушение обваловки ам-бара), содержащей порядок действий по оповещению служб, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых тех-нических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способы сбора и удаления за-грязняющих веществ, обезвреживания территорий и объ-ектов водопользования в случае аварийного загрязнения водного объекта, ре-культивации земель.

4.4.1. Природоохранная деятельность. Производственный мониторинг

ОАО «Удмуртнефть» в июле 2003г. получило международный сертификат соответствия ГОСТ ИСО 14001 («Система управления окружающей средой»). Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.

Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для контроля за состоянием основных компонентов природной среды (атмосферы, гидросферы, растительного и почвенного покрова, донных отложений) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения является визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.

Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга и химико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».

В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl- , SO42-, НСОз-, Са2+, Na+ + K+, Mg2+, СО3-, нефтепродукты.

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Важным элементом функционирования любого производственного комплекса является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса. Подобраны основные пункты контроля поверхностных вод и почв для Ельниковского месторождения и представлены в табл. 16.

4.5. Расчет затрат от воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

Нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от стационарных источников приняты в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления».

Таблица 17

Затраты при выполнении мероприятий по охране окружающей среды и охране недр по Ельниковскому месторождению

Расчёт затрат от воздействия на атмосферный воздух :

Величина платы за загрязнение атмосферного воздуха с учётом коэффициента индексации на период проведения ГРП составит - 330,075 руб/год,

Таблица 18

Расчёт платежей за загрязнение водных объектов

Платежи за загрязнение водных объектов на период проведения ГРП составят 307,32 тыс./год.

Таблица 19

Базовые нормативы платы за размещение отходов

Расчет платы за размещение отходов не приводится, т.к. все отходы, образующиеся в период проведения ГРП, подлежат передаче другим предприятиям для переработки.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Основная цель расчетов - экономическая оценка предлагаемого проекта по ГРП на Ельниковском месторождении, отвечающая критерию достиже-ния максимального экономического эффекта от возможно более полного из-влечения нефти и получения прибыли за счет дополнительной добычи при соблюдении требований экологии и охраны окружаю-щей среды.

Экономическая эффективность проекта выражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подготовительные работы, проведение ГРП, эксплутационные затраты, затраты на электроэнергию, налоговые исчисления.

При реализации этого проекта мы предполагаем получить дополнительную добычу нефти в объеме 92 828 тыс.т (таб. ) за три года эксплуатации.

Таким образом, целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий, т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации продукции, период окупаемости можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Численные значения этих показателей дают нам полное представление об экономической эффективности предлагаемых мероприятий, позволяют определить превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой затрат, совокупный доход предприятия уменьшенный на величину эксплуатационных затрат, определить период окупаемости проекта.

Основными показателями по принятию проекта к реализации являются такие показатели, как дисконтированный поток денежной наличности, прибыль от реализации, выручка от реализации, индекс доходности, период окупаемости.

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Индекс доходности (РI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений, его значение интерпретируется следующим образом: если PI >1, проект эффективен, если PI <1 - проект не рентабелен.

Показатель - период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

5.2. Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта

Исходные данные для расчета экономических показателей данного проекта приведены в табл.20 и табл.21.

Таблица 20

Таблица 21

Данные для расчета экономической эффективности

Расчет затрат на процесс проведения ГРП на одну скважину сделан на основании сметы затрат и нормативов.

5.2.1. Выручка от реализации

Цена реализации нефти на внутреннем рынке принята 6000 руб/т.

Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и дополни-тельной добычи нефти после ГРП за годичный период:

Вt = (Цн· Qн), (5.1.)

где, Цн - цена реализации в t-ом году, руб./т;

Qн - дополни-тельная добыча нефти за t год.

Определим прирост выручки за счет дополнительной реализации нефти:

В1=35 734·6 000=214 404 000 руб., за 2007год

В2=31 704·6 000=190 224 000 руб., за 2008год

В3=25 391·6 000=152 346 000 руб., за 2008год

Прирост выручки за 3 года составил 556 974 000 рублей.

5.2.2. Эксплутационные затраты

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 22

Нормативы эксплуатационных затрат

Расчёт эксплуатационных затрат:

Обслуживание нефтяных скважин:

Зоб = 306 790 • 10 = 3 067 900 руб. за 1 год.

Зоб = 3 067 900 • 3 = 9 203 700 руб. за 3 расчётных года.

Затраты на энергию по извлечению дополнительной жидкости после ГРП на каждый год расчётного периода:

Зэл/эн = 72 336,1 • 5,05 = 365 297,3 руб., за 2007г.

Зэл/эн = 64 178,2 • 5,05 = 324 099,9 руб., за 2008г.

Зэл/эн = 51 398,7 • 5,05 = 259 563,4 руб., за 2009г.

Итого энергетические затраты за 3 года - 948 960,6 руб.

Затраты по искусственному воздействию на пласт(закачка воды) на каждый год расчётного периода:

Ззак = 72 336,1 • 76,9 = 5 562 646,1 руб., за 2007г.

Ззак = 64 178,2 • 76,9 = 4 935 303,6 руб., за 2008г.

Ззак = 51 398,7 • 76,9 = 3 952 560,1 руб., за 2009г.

Итого затраты по закачке воды за 3 года - 14 450 509,7 руб.

Затраты на сбор и транспорт нефти на каждый год расчётного периода:

Зсб. = 72 336,1 • 10,3 = 745 061,8 руб., за 2007г.

Зсб. = 64 178,2 • 10,3 = 661 035,4 руб., за 2008г.

Зсб. = 51 398,7 • 10,3 = 529 406,6 руб., за 2009г.

Итого затраты на сбор и транспорт нефти за 3 года - 1 935 503,8 руб.

Затраты по технологической подготовке нефти за 3 года:

Зподг = 72 336,1 • 71,5 = 5 172 031,1 руб., за 2007г.

Зподг = 64 178,2 • 71,5 = 4 588 741,3 руб., за 2008г.

Зподг = 51 398,7 • 71,5 = 3 435 779,4 руб., за 2009г.

Итого затраты на подготовку нефти за 3 года - 13 435 779,4 руб.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (в т.ч. ПРС) на каждый год расчётного периода:

ЗПРС = 72 336,1 • 360,4 = 26 069 930,4 руб., за 2007г.

ЗПРС = 64 178,2 • 360,4 = 23 129 823,3 руб., за 2008г.

ЗПРС = 51 398,7 • 360,4 = 18 524 091,5 руб., за 2009г.

Итого затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (в т.ч. ПРС) за 3 года - 67 723 845,2 руб.

Текущие затраты в целом:

Зтек. = Зоб + Зэл/эн + Ззак + Зсб + Зподг + ЗПРС

Зтек = 40 982 866,7 руб., за 2007г.; Зтек = 36 706 903,5 руб., за 2008г.;

Зтек = 30 008 528,7 руб., за 2009г.

Итого текущие затраты в целом за 3 года - 107 698 298,9 руб.

5.2.3. Капитальные вложения

Расчет капитальных вложений производся с учетом необходимой реконструкции и технического перевооружения производственных мощностей, существующих на месторождении. В данном проекте подобные вложения не предусмотрены. В данном проекте капитальным вложением является гидравлический разрыв пласта - его стоимость.

В том числе, оборудование, предлагаемое подрядчиком, для выполнения операций ГРП: 4 насосных агрегата; блендер; песковоз; манифольд; станция управления и контроля; лаборатория; коплект трубы НКТ NEW-VAM L -80; колонная головка Cameron 15000 PSI; извлекаемый пакер Seit 15000 PSI; скрепер.

Персонал для проведения необходимого проектирования: инженер-геолог ГО; лаборант.

Персонал для проведения фрак-операции, состав группы ГРП: руководитель работ по ГРП; 2 оператора блендера; 8 операторов насосных агрегатов; оператор станции управления и контроля; 2 машиниста автогидроподъёмника; оператор песковоза.

Стоимость услуг по проведению ГРП приведены в табл.23.

Таблица 23

Стоимость услуг и материалов

Итого стоимость одного гидроразрыва пласта равна 3 244 056 рублей и внесена в таблицу экономические условия.

5.2.4. Платежи и налоги

Расчет показателей эффективности данного проекта выполнен при условии применения налоговой системы, действующей в Российской Федерации на 1.01.2007г.

Налоги, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды, определены законодательством РФ и законами местных органов, перечень и порядок их начисления указан в табл.24.

Таблица 24

Ставки налогов и отчислений

В расчетах ставки налога на добычу полезных ископаемых в размере Кц=419*(Ц-9)*Р/261*Кв на 2005-2007 гг. налогооблагаемой базой является объем добытой нефти. /1/

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти:

Налог в дорожный фонд на каждый год расчётного периода:

Ндор. = 6 000 • 35 734 • 0,01 = 2 144 040 руб., за 2007г.

Ндор. = 6 000 • 31 704 • 0,01 = 1 902 240 руб., за 2008г.

Ндор. = 6 000 • 25 391 • 0,01 = 1 523 460 руб., за 2009г.

Итого платёж в дорожный фонд за 3 года - 5 569 140 руб.

Налог в фонд НИИОКР на каждый год расчётного периода:

Ннии = 40 982 866,7 • 0,01 = 409 828,6 руб., за 2007г.

Ннии = 36 706 903,5 • 0,01 = 367 069,1 руб., за 2008г.

Ннии = 30 008 528,7 • 0,01 = 300 085,3 руб., за 2009г.

Итого платёж в фонд НИИОКР за 3 года - 1 076 982,9 руб.

Налог в страховой фонд на каждый год расчётного периода:

Нстр. = 6 000 • 35 734 • 0,005 = 1 072 020 руб., за 2007г.

Нстр. = 6 000 • 31 704 • 0,005 = 951 120 руб., за 2008г.

Нстр. = 6 000 • 25 391 • 0,005 = 761 730 руб., за 2009г.

Итого платёж в страховой фонд за 3 года - 2 784 870 руб.

Налог на добычу полезных ископаемых на каждый год расчётного периода:

Ндпи = 6 000 • 35 734 • 21,3/100 = 35 376 660 руб., за 2007г.

Ндпи = 6 000 • 31 704 • 21,3/100 = 31 386 960 руб., за 2008г.

Ндпи = 6 000 • 25 391 • 21,3/100 = 25 137 090 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добычу полезных ископаемых составляет за 3 года расчётного периода - 91 900 710 руб.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Нплат. = Ндор + Ннии + Нстр + Ндпи

Нплат. = 39 002 548,6 руб., за 2007г.; Нплат. = 34 607 389,1 руб., за 2008г.;

Нплат. = 27 722 365,3 руб., за 2009г.

Итого платежей и налогов, за 3-х летний период - 101 332 303 руб.

Амортизационные отчисления по скважинам на каждый год расчётного периода:

Аскв. = 2 501 223 • 6,7/100 = 167 581,9 руб. за 2007г.

Аскв. = 2 333 641 • 6,7/100 = 156 353,9 руб. за 2008г.

Аскв. = 2 177 287,1 • 6,7/100 = 145 878,2 руб. за 2009г.

Итого амортизационных отчислений по скважинам за 3 года - 469 814,1 руб.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет:

Налог на добавленную стоимость на каждый год расчётного периода:

Нндс = 6 000 • 35 734 • 18/100 = 38 592 720 руб., за 2007г.

Нндс = 6 000 • 31 704 • 18/100 = 34 240 320 руб., за 2008г.

Нндс = 6 000 • 25 391 • 18/100 = 27 422 280 руб., за 2009г.

Итого плата налога на добавленную стоимость, составляет за 3 года расчётного периода - 61 701 192 руб.

Акцизный сбор на каждый год расчётного периода:

Накц. = 35 734 • 0,9 = 32 160,6 руб., за 2007г.

Накц. = 31 704 • 0,9 = 28 533,6 руб., за 2008г.

Накц. = 25 391 • 0,9 = 22 851,9 руб., за 2009г.

Итого акцизный сбор составляет за 3 года расчётного периода - 83 546,1 руб.

Налог на имущество предприятия на каждый год расчётного периода:

Ним. = 2 333 641 • 2,2/100 = 51 340,1 руб., за 2007г.

Ним. = 2 177 287,1 • 2,2/100 = 47 900,3 руб., за 2008г.

Ним. = 2 031 408,9 • 2,2/100 = 44 690,9 руб., за 2009г.

Итого налог на имущество предприятия составляет, за 3 года расчётного периода - 143 931,3 руб.

Текущие затраты с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Зтек+н = Зтек + Нплат.

Зтек+н = 79 985 415,3 руб., за 2007г.; Зтек+н = 71 314 292,6 руб., за 2008г.;

Зтек+н = 57 730 894 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода - 209 030 601,9 руб.

5.2.5. Прибыль от реализации

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому в расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

Пt = , (5.2.)

где, Пt - прибыль от реализации продукции;

Т- расчетный период оценки деятельно-сти предприятия;

Bt - выручка от реализации продукции;

Эt - эксплуата-ционные затраты с амортизацией;

Ht- сумма налогов;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти на каждый год расчётного периода:

Зэксп. = Зтек+н + Аскв.

Зэксп = 80 152 997,2 руб., за 2007г.; Зэксп = 71 470 646,5 руб., за 2008г.;

Зэксп = 57 876 772,2 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода - 209 500 415,9 руб.

Валовая прибыль от реализации на каждый год расчётного периода:

Пt = Вt - (Зэксп + Нндс + Накц + Ним)

П1 = 98 177 146,8 руб., за 2007г.; П2 = 86 749 683,3 руб., за 2008г.;

П3 = 68 840 022 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода - 253 766 852,1 руб.

Налог на прибыль на каждый год расчётного периода:

Нпр. = 98 177 146,8 • 24/100 = 23 562 515,2 руб., за 2007г.

Нпр. = 86 749 683,3 • 24/100 = 20 819 923,9 руб., за 2008г.

Нпр. = 68 840 022 • 24/100 = 16 521 605,3 руб., за 2009г.

Итого за 3 года расчётного периода - 60 904 044,4 руб.

Прибыль предприятия на каждый год расчётного периода:

Ппр. = Пt - Нпр

Ппр. = 74 614 631,6 руб., за 2007г.; Ппр = 65 929 759,4 руб., за 2008г.;

Ппр. = 52 318 416,7 руб.

Итого за 3 года расчётного периода - 192 862 807,7 руб.

Дисконтированная прибыль на каждый год расчётного периода:

Ппр.диск. = 64 882 288,3 руб., за 2007г.; Ппр.диск. = 57 330 225,5 руб., за 2008г.;

Ппр.диск. = 45 494 275,4 руб.

Итого за 3 года расчётного периода - 167 706 789,2 руб.

5.3. Расчет экономических показателей проекта

5.3.1. Поток денежной наличности

Дисконтированный поток денежной наличности, определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

NPV = , (5.3.)

где , NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt- прибыль от реали-зации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году;

Дисконтированный поток денежной наличности (NPV) на каждый год расчётного периода:

NPV1 = 47 162 043,6 руб., за 2007г.; NPV2 = 40 585 269,1 руб.;

NPV3 = 30 284 029,2 руб.

Итого NPV за 3 года расчётного периода - 118 031 341,9 руб.

Положительная величина чистого дисконтированного дохода (NPV>0) свидетельствует об эффективности проекта, поскольку поступлений от его реализации достаточно для того, чтобы возместить затраты и обеспечить минимально требуемый (равный норме дисконта - 15%) уровень доходности этого капитала.

5.3.2. Индекс доходности

Индекс доходности (РI) - отношение суммарных приведенных чистых поступлений к суммарному объему капитальных вложений:

PI = (5.4.)

Определим индекс доходности (PI) :

PI = (56 058 867,7/1,15) / (32 440 560/ 1,15) = 1,7

Как видим, индекс доходности является положительным, то есть PI 1, а это является критерием эффективности проекта.

5.3.3. Период окупаемости вложенных средств

Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

,(5.5.)

где, Пок - период возврата вложенных средств, годы.

Определим прибыль предприятия в месяц:

Пср = 192 862 807,7 / 36 = 5 357 300,2 руб/мес.

Определим период окупаемости проведённого ГРП:

Пок = 32 440 560 / 5 357 300,2 = 6 мес. = 0,5 года.

Срок окупаемости по проектируемому варианту составит 0,5 года, период за которым значение NPV и дальше положительно.

5.4. Экономическая оценка проекта

Экономическая оценка выполнена в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», РД 153-39-007-96

Уплата всех налогов, предусматривается в полном соответствии с действующем, на 01.01.2007г. в России, законом о системе налогообложения.

Как показал расчет экономической эффективности проекта, отрицательные значения отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия окупается в течение полугода. За рассматриваемый период предприятие получило прибыль от дополнительной добычи нефти в размере 192,862 млн. рублей. Экономическая оценка проведения ГРП на 10 скважинах Ельниковского месторождения, приведена в табл. 25.

Таблица 25

Экономическая оценка эффективности проекта

5.5. Сравнение технико-экономических показателей базового варианта без проведения ГРП и варианта с проведением ГРП

По каждому варианту определены основные экономические показатели, к числу которых относятся, эксплуатационные затраты на добычу нефти, дисконтированный поток денежной наличности (NPV), индекс доходности (PI), период окупаемости вложенных средств ( смотри таблицу). Данные показатели рассчитывались по 10 скважинам в динамике на 3-х летний период.

Результаты технико-экономического анализа базового и проектного вариантов в целом представлены в сравнительной табл. 26.

Таблица 26

По результатам расчётов эффективным по основным экономическим параметрам является вариант с применением ГРП, при котором инвестор получает дополнительный дисконтированный доход в размере 118,031 млн. руб., дисконтированный доход государства составит 195,8 млн.руб. за 3 года. При осуществлении гидравлического разрыва пласта дополнительная добыча за 3 года составит 92,8 тыс.тн. нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На месторождениях Удмуртии остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.

В данном дипломном проекте описано геологическое строение Ельниковского месторождения. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля-ются терригенные отложения яс-нопо-лянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона. Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-фи-зических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего мате-риала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости.

Выполнен анализ результатов проведенной компании по производству ГРП на девяти скважинах Ельниковского месторождения, в среднем по каждой скважине получен прирост нефти на 50%. На основе этого, а также учитывая опыт применения ГРП на других месторождениях нефти выдвинута идея выполнения ГРП на ряде скважин Ельниковского месторождения. Целью дипломного проекта является подбор ряда скважин для производства ГРП. По результатам геофизических и нефтепромысловых исследований произведен подбор десяти скважин. Описана технология проведения ГРП, техника, оборудование и материалы, применяемые при ГРП, которые на сегодняшний день предлагают фирмы подрядчики. В результате расчета мы получили 92 828 тонн дополнительной нефти, срок окупаемости проекта полгода, экономический эффект в размере 192,862 млн.рублей. Рассмотрен вопрос охраны труда при выполнении подготовительных операций и ГРП на скважине, нормативно-правовая база. Также следует учитывать вопрос охраны окружающей среды и недр, так как Ельниковское месторождение находится вблизи населенных пунктов, рек, лесов.

В итоге, при проведении ГРП на предложенных десяти скважинах, учитывая основные статьи расходов на это, получен довольно неплохой экономический эффект за непродолжительный период времени. Это свидетельствует о целесообразности и успешности данного проекта на сегодняшний день. Но следует отметить, что подбор скважин для подобных операций необходимо проводить с особой тщательностью и учитывать все требования и рекомендации. В противном случае мы можем нанести непоправимый вред нашей природе и недрам.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. «Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского месторождения (Книга 1)», УДК 622.276.1/4 003, учетный № 2390, г.Ижевск, «ИННЦ», 2005г., с.441

2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.

3. Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.

4. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986 - 165 с.

5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004, 720 с.

6. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.

7. Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 - 139 с.

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

Плакат 1 Геологический профиль Ельниковского месторождения

Плакат 2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Плакат 3 Запасы нефти по объектам

Плакат 4 График изменения дебитов до и после ГРП

Плакат 5 Схема расстановки наземного оборудования при ГРП

Плакат 6 Сравнение текущих и прогнозируемых показателей разработки до и после проведения ГРП (визейский объект)

Плакат 7 Сравнение технико-экономических показателей вариантов разработки с проведением ГРП и без проведения ГРП по 10 скважинам

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6