5.24).
Объем применения методов ПНП – 7361 скв. операция на нагнетательном фонде и закачка через КНС в течение 50 лет - 138 млн. м3 раствора реагента.
В целом за счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов планируется дополнительно добыть с учетом переходящего эффекта 6,3 млн.т. нефти.
6. 1.Обоснование экономической эффективности по проведению ГТМ
Для определения экономической эффективности от ГТМ на скважинах месторождения, на основе полученных технологических параметров, был произведен расчет экономической эффективности от применения данного метода повышения нефтеотдачи пласта.
6.2. Расчѐт экономической эффективности проведения ГТМ
Проведѐм расчѐт эффективности производства пластов на Хохряковском месторождении.
Экономическая эффективность пластов в нефтяных добывающих скважинах определяется:
Рассчитывается так называемая условно-переменная часть эксплутационных затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти после ГТМ. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового
давления путѐм нагнетания воды и геологоразведочные работы.
Определяется разница между отпускной ценой 1 тонны нефти и условно-переменной частью затрат на 1 тонну дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объѐм дополнительно добытой
нефти и получается экономия по добыче нефти.
Затем определяются затраты на проведение ГТМ, включающие стоимость подготовительно-заключительных работ и стоимость работ связанных с непосредственным закачиванием жидкости под давлением в скважину (стоимость работы спецтехники и другого вспомогательного оборудования, химреагентов, проппанта и т. д.). Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение ГТМ - экономическая эффективность ГТМ.
Таблица 6.1
| Показатель | Исходные данные |
| Объем внедрения | 12 скважин |
| Прирост дебита по одной скважине | 12 т/сут |
| Длительность технологического эффекта | 1 год |
| Себестоимость нефти (за 1 тонну) | 2540 руб |
| Доля переменных затрат | 35% |
| Цена 1 тонны нефти | 3500 руб |
| Стоимость проведения 1 ГТМ | 640000 руб |
Таблица 6.2.
Исходные данные для расчета экономической эффективности
| №п/ п | Показатели | Ед. изм. | Значение показателя, 2006 г. | |||
| 1кв | 2кв | 3кв | 4кв | |||
| 1 | Прирост среднесуточного дебита | т/сут. | 11 | 8 | 5 | 2 |
| 2 | Коэффициент эксплуатации | 0.97 | 0.97 | 0.97 | 0.97 | |
| 3 | Фонд скважин | скв.-опер. | 12 | 12 | 12 | 12 |
| 4 | Стоимость одного ГТМ | тыс.руб. | 640 | |||
| 5 | Ставка дисконта | % | 10 | 10 | 10 | 10 |
| 6 | Коэффициент инфляции | 0.14 | 0.14 | 0.14 | 0.14 | |
| 7 | Цена нефти | руб./т. | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 |
| 8 | Себестоимость | руб/т | 2540 | 2540 | 2540 | 2540 |
| 9 | Доля условно - переменных затрат | 0.35 | 0.35 | 0.35 | 0.35 | |
| 10 | Ставка налога на прибыль | % | 24 | 24 | 24 | 24 |
| 11 | Кол-во дней | сут. | 82 | 91 | 92 | 92 |
Таблица 6.3
Расчет экономической эффективности проекта
| №п/ п | Показатели | Ед. изм. | 1 кв 2007 г. | 2 кв 2007 г. | 3 кв 2007 г. | 4кв 2007 г. |
| 1 | Прирост объема добычи | тонн | 10499.3 | 8473.9 | 5354.4 | 2141.8 |
| 2 | Прирост выручки от реализации | тыс.руб. | 12599.1 | 10168.7 | 6425.3 | 2570.1 |
| 3 | Текущие затраты, в т.ч.: | тыс.руб. | 11207.8 | 2847.2 | 1799.1 | 719.6 |
| Затраты на ГТМ | тыс.руб. | 7680 | ||||
| Затраты на дополнительную добычу | тыс.руб. | 3527.8 | 2847.2 | 1799.1 | 719.6 | |
| 4 | Налог на прибыль | тыс.руб. | 333.9 | 1757.2 | 1110.3 | 444.1 |
| 5 | ПДН | тыс.руб. | 1057.4 | 5564.3 | 3515.9 | 1406.4 |
| 6 | НПДН | тыс.руб. | 1057.4 | 6621.8 | 10137.7 | 11544.0 |
| 7 | Коэффициент дисконтирования | 1.0000 | 0.7974 | 0.6359 | 0.5071 | |
| 8 | ДПДН | тыс.руб. | 1057.4 | 4437.3 | 6235.9 | 9713.2 |
| 9 | ЧТС пр. | тыс.руб. | 1057.4 | 5494.7 | 7730.6 | 8443.7 |
6.3. Анализ эффективности ГТМ при определѐнной степени риска и при благоприятных факторах