где	ссм	-	плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;
	св	-	плотность воды, кг/м3;
	сн	-	плотность нефти, кг/м3;
	nв	-	обводненность, д. ед.;

ссм=1008·0,45+820 (1-0,95)=998,6 кг/м3

2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м

Lн = Рзаб / (ссм + g) (4.3)

где	Lн	-	глубина спуска насоса, м;
	Рзаб	-	забойное давление, МПа;
	ссм	-	пластовое давление, МПа;
	g	-	коэффициент свободного падения;

Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м

3. Определяем депрессию на пласт ?Р, МПа

?Р = Рпл - Рзаб (4.4)

где	?Р	-	депрессия на пласт, МПа;
	Рзаб	-	забойное давление, МПа;
	Рпл	-	пластовое давление, МПа;

?Р=19,5-14,32=5,18 МПа

4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут

Qф.в. = К · ?Р (4.5)

где	Qф.в.	-	фактический весовой дебит, т/сут;
	К	-	коэффициент продуктивности, т/сут МПа;
	?Р	-	депрессия на пласт, МПа;

Qф.в.=3,087·54,18=15,99 т/сут

5. Определяем фактический объёмный дебит скважины Qф.о., м3/сут

Qф.о. = Qф.в./ ссм (4.6)

где	Qф.о.	-	фактический объёмный дебит, м3/сут;
	Qф.в	-	фактический весовой дебит, т/сут;
	ссм	-	плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;

Qф.о.=15,99/0,9986=16 м3/сут

6. Определяем теоретический объёмный дебит скважины Qт.о., м3/сут

Qт.о. = Qф.о. / бп (4.7)

где	Qт.о.	-	теоретический объёмный дебит, м3/сут;
	Qф.о.	-	фактический объёмный дебит, м3/сут;
	бп	-	коэффициент подачи;

Qт.о.=16/0,75=21,3 м3/сут

7. Выбираем по таблицам Бухаленко Е.И., в зависимости от величины глубины спуска и объемного теоретического дебита /2/:

тип - УЭЦН

идеальная подача - 35 м3/сут;

наибольшая высота подъема жидкости - 1200 м;

наибольшая допускаемая нагрузка на устьевой шток - 80 (8) кн (тс);

наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора - 40 (4000) Кн м (кгс. м);

условный диаметр НКТ - 60 мм;

редуктор - Ц2-Ш-860;

8. Определяем полезную мощность электродвигателя по формуле Ефремова:

N = 401·10-7·р·D2плГОСТ·S· n· Lн [(1-зн·зск/зн·зск)+ бп] ·К (4.8)

где	N	-	полезная мощность электродвигателя, кВт;
	DплГОСТ	-	стандартный диаметр плунжера, м;
	S	-	наибольшая длина хода плунжера, м;
	зн	-	0,9 - КПД насоса;
	зск	-	0,8 - КПД станка-качалки;
	К	-	1,2 - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности СК;
	Lн	-	глубина спуска насоса, м;
	бп	-	0,75 - коэффициент подачи насоса, д.ед.;
	n	-	необходимое число качаний, мин-1;

N=401·10-7·3,14·322·3·6·998,6·1461,8· [(1-0,9·0,8 /0,9·0,8)+0,75] ·1,2= =4,5 кВт

Вывод: для оптимального режима работы системы «скважина-насос» аналитическим методом выбрали компоновку УЭЦН, соответствующую условиям откачки.

5. Технико-экономические показатели

5.1 Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Рославльскому месторождению

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1. скважина №560 (Э-80) Qж - 85м3 перевод на Э-125 Qж - 130м3

2. скважина №1053 (Э-50) Qж - 55м3 перевод на Э-80 Qж - 86м3

3. скважина №517 (Э-80) Qж - 88м3 перевод на Э-160 Qж - 164м3

4. скважина №552 (Э-125) Qж - 135м3 перевод на Э-160 Qж - 155м3

5. скважина №536 (Э-50) Qж - 73м3 перевод на Э-80 Qж - 95м3

6. скважина №541 (Э-25) Qж - 35м3 перевод на Э-50 Qж - 60м3

7. скважина №612 (Э-125) Qж - 138м3 перевод на Э-160 Qж - 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица №5.1. Исходные данные

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Числовое значение
1	Фонд оптимизированных скважин	ед.	7
2	Среднесуточный прирост дебита (по всем скважине)	т/сут	243
3	Наработка на отказ до оптимизации	сут	135,0
4	Наработка на отказ после проведения оптимизации	сут	135,0
5	Себестоимость добычи нефти	руб./т	5000
6	Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти	%	51,2
7	Ставка дисконта	%	10
8	Расчётный период	лет	3
9	Продолжительность одного ПРС	час	48
10	Стоимость одного часа ПРС	руб.	3700
11	Цена одной тонны нефти	руб.	7200
12	Среднесписочная численность ППП	чел.	980
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	4487
14	Годовая добыча нефти в 2007 году	тыс. т	1389,6

5.2 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели

Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации

Проведение оптимизации приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле:

Q(q) = q * T *Кэ * N, (5.1)

где q - прирост среднесуточного дебита, т/сут;

Т - время работы скважины в течение года, сут;

N - количество оптимизированных скважин, ед.

Кэ - коэф-т эксплуатации скважин, ед.

Q2007 = 34,7 * 365*0,947 * 7 = 83959,6 т.

Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей формуле:

Пт = Q * Цн / Чп, (5.2)

где Пт - повышение производительности труда, руб./чел.;

Q - прирост добычи, тн;

Цн - цена одной тонны нефти, руб.;

Чп - среднесписочная численность ППП, чел.;

Пт = 83959,6 * 7200/980 = 616,8 тыс. руб./чел.

Также ведёт к увеличению фондоотдачи:

Фо = Q * Ц / Сопф, (5.3)

где Сопф - среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб.);

Фо - прирост фондоотдачи.

Фо = 83959,6 * 7200/4487000 = 134,72 руб./тыс. руб.

Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6):

С = Зпос (1/Q - 1/(Q + Q)), (5.4)

где Зпос - условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс. руб.;

Q - добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс. т.

С = 1545,1 * 0,48 *(1/1389,6-1/(1389,6+83,9)) = 2,9 руб./т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

Прреал = Qреал * (Ц - (с/с -С)), (5.5)

где Прреал - дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

Qреал - дополнительно реализованная нефть, т;

Ц - цена реализации нефти (руб.);

с/с - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

С - снижение себестоимости нефти.

Прреал = 83,9 * (7200 - 5000 + 2,9) = 184823,3 тыс. руб.

Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:

Прчист = Прреал - Нпр, (5.6)

где Нпр - величина налога на прибыль, руб.;

Прчист = 184823,3 - 184823,3 * 0,26 = 136769,2 тыс. руб.

И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 136769,2 тыс. руб.

5.3 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия

Расчет капитальных и текущих затрат

Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (Q).

Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.

Объём дополнительно добытой нефти - 83959,6 тонн.

Цена за 1 тонну нефти равна 7200 руб.

Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют.

Количество оптимизированных скважин 2007 году 7 штук.

Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.

Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:

В (Q) = Q * Цн, (5.7)

где Q - объём дополнительной добычи нефти, тыс. руб.;

Цн - цена 1 тонны нефти, тыс. руб.

В (Q) = 83,9 * 7200 = 604080 тыс. руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:

Иt = Идоп + Имер2, (5.8)

где Идоп - затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти, руб.;

Имер - затраты на проведение мероприятия.

Идоп = Q * с/с * дуп / 100, (5.9)

где с/с - себестоимость нефти, руб./тонну;

дуп - удельный вес условно-переменных затрат, %.

Идоп = 83,9 * 5000 * 0,51 = 213945 тыс. руб.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (5.10)

где С1ГРП - стоимость одного ГРП, руб.;

Nскв - количество скважин, ед.

Имер2 = 3,7 * 48 * 365/145 * 7 = 3129,43 тыс. руб.

Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:

И1 = 213945 + 3129,43 = 217074,4 тыс. руб.;

Определяем величину налога на прибыль (Нпр).

Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:

Пнал.обл. = В - И (5.11)

где В-прирост выручки от реализации, тыс. руб.;

И - текущие затраты, тыс. руб.

Пнал.обл1 = 604080 - 217074,4 = 387005,6 тыс. руб.;

Пнал.обл2 =387005,6 тыс. руб.;

Пнал.обл3 = 387005,6 тыс. руб.

Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (5.12)

где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 26%);

Нпр1 = 387005,6 * 26 / 100 = 100621,5 тыс. руб.;

Нпр2 = 100621,5 тыс. руб.;

Нпр3 = 100621,5 тыс. руб.

Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Прирост годовых денежных потоков (ДПt) рассчитывается по формуле:

ДПt = Вt - Иt - Нt (5.13)

ДП1 = 604080 - 217074,4 - 100621,5 = 286384,1 тыс. руб.;

ДП2 = 286384,1 тыс. руб.;

ДП3 = 286384,1 тыс. руб.

Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

ПДНt = ДПt (5.14)

ПДН1 = 286384,1 тыс. руб.;

ПДН2 = 286384,1 тыс. руб.;

ПДН3 = 286384,1 тыс. руб.

Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:

НПДН = ПДН, (5.15)

НПДН1 = 286384,1 тыс. руб.;

НПДН2 = 286384,1 + 286384,1 = 572768,2 тыс. руб.;

НПДН3 = 286384,1 + 572768,2 = 859152,3 тыс. руб.;

Коэффициент дисконтирования - по формуле:

t = (1 + Енп)-t, (5.16)

1 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;

2 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;

3 = (1 + 0,1)-3 = 0,7513.

Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:

ДПДНt = ДПt * , (5.17)

ДПДН1 = 286384,1* 0,9091 = 260351,7 тыс. руб.;

ДПДН2 = 286384,1* 0,8264 = 236667,8 тыс. руб.;

ДПДН3 = 286384,1* 0,7513 = 215160,4 тыс. руб.

Чистая текущая стоимость - по формуле:

ЧТСt = ДПДНt, (5.18)

ЧТС1 =260351,7 тыс. руб.;

ЧТС2 = 260351,7 + 236667,8 = 497019,5 тыс. руб.;

ЧТС3 =215160,4 + 497019,5 = 712179,9 тыс. руб.;

Результаты расчёта сведены в таблицу №5.2.

Таблица 5.2. Расчёт экономических показателей

Показатели	Ед.изм.	2007	2008	2009
Капитальные вложения	тыс. руб.	-	-	-
Прирост добычи нефти	тыс. тонн	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	тыс. руб.	604080	604080	604080
Текущие затраты	тыс. руб.	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	тыс. руб.	387005,6	387005,6	387005,6
Прирост суммы Налоговых выплат	тыс. руб.	100621,5	100621,5	100621,5
Денежный поток	тыс. руб.	286384,1	286384,1	286384,1
Поток денежной наличности	тыс. руб.	286384,1	286384,1	286384,1
Накопленный ПДН	тыс. руб.	286384,1	572768,2	859152,3
Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1)	Д.ед	0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	тыс. руб.	260351,7	236667,8	215160,4
Чистая текущая стоимость	тыс. руб.	260351,7	497019,5	712179,9

Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям
На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:

- годовая добыча (-30%; +10%);

- цены на нефть (-10%; +20%);

- текущие затраты (-25%; +15%);

- налоги (-15%; +25%).

Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).

Таблица 5.3. Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс. руб.

Показатели	Обознач	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	58771,72	58771,72	58771,72
Прирост выручки от реализации	Вt	422856	422856	422856
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	205781,6	205781,6	205781,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	53503,2	53503,2	53503,2
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	152278,4	152278,4	152278,4
Накопленный ПДН	НПДНt	152278,4	304556,8	456835,2
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	138436,3	125842,9	114406,8
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	138436,3	264279,2	378686

Таблица 5.4. Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	92355,6	92355,6	92355,6
Прирост выручки от реализации	Вt	664488	664488	664488
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	447413,6	447413,6	447413,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	116327,5	116327,5	116327,5
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	331086,1	331086,1	331086,1
Накопленный ПДН	НПДНt	331086,1	662172,2	993258,3
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	300990,4	273609,6	248745
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	300990,4	574600	823345

Таблица 5.5. Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	Вt	543672	543672	543672
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	326597,6	326597,6	326597,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	84915,4	84915,4	84915,4
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	241682,2	241682,2	241682,2
Накопленный ПДН	НПДНt	241682,2	483364,4	725046,6
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	219713,3	199726,2	181575,8
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	219713,3	419439,5	601015,3

Таблица 5.6. Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	Вt	724896	724896	724896
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	507794,6	507794,6	507794,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	132026,6	132026,6	132026,6
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	375795	375795	375795
Накопленный ПДН	НПДНt	375795	751590	1127385
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	341635,2	310557	282334,8
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	341635,2	652192,2	993827,4

Таблица 5.7. Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	604080	604080	604080
Текущие затраты	Иt	162805,8	162805,8	162805,8
Прирост прибыли	ПРt	441274,2	441274,2	441274,2
Налог на прибыль и имущество	Нпр	114731,3	114731,3	114731,3
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	326542,9	326542,9	326542,9
Накопленный ПДН	НПДНt	326542,9	653085,8	979628,7
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	296860,2	269855,1	245331,7
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	296860,2	566715,3	812047

Таблица 5.8. Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	Вt	604080	604080	604080
Текущие затраты	Иt	249635,6	249635,6	249635,6
Прирост прибыли	ПРt	354444,4	354444,4	354444,4
Налог на прибыль и имущество	Нпр	92155,5	92155,5	92155,5
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	262288,9	262288,9	262288,9
Накопленный ПДН	НПДНt	262288,9	524577,8	786866,7
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	238446,8	216755,5	197057,6
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	238446,8	455202.3	652259,9

Таблица 5.9. Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,60	83959,60	83959,60
Прирост выручки от реализации	Вt	604080	604080	604080
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	387005,6	387005,6	387005,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	85528,3	85528,3	85528,3
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	301477,3	301477,3	301477,3
Накопленный ПДН	НПДНt	301477,3	602954,6	904431,9
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	274073	249140,8	226499,9
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	274073	523213,8	749713,7

Таблица 5.10. Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс. руб.

Показатели	Обозначения	2007	2008	2009
Прирост добычи нефти, т	Qt	83959,6	83959,6	83959,6
Прирост выручки от реализации	Вt	604080	604080	604080
Текущие затраты	Иt	217074,4	217074,4	217074,4
Прирост прибыли	ПРt	387005,6	387005,6	387005,6
Налог на прибыль и имущество	Нпр	125776,9	125776,9	125776,9
Капитальные затраты	Кt	-	-	-
Поток денежной наличности	ПДНt	261228,7	261228,7	261228,7
Накопленный ПДН	НПДНt	261228,7	522457,4	783686,1
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513
Дисконтированный ПДН	ДПДНt	237483	215879,4	196261,1
Чистая текущая стоимость	ЧТСt	237483	453362,4	649623,5

5.4 Заключение

Как показал расчёт экономической эффективности проведения оптимизации на 7 скважинах, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведение мероприятия, проект окупается в течении 1 года. На расчётный счёт предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 859152,3 тыс. рублей, а с учётом фактора времени, то есть дисконтирования, - 712179,9 тыс. рублей. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

Список используемой литературы

1. Годовой отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «ННП». ПТО, 2004 г.

2. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1988 г.

3. Каталог Альметьевского завода погружных электронасосов «Алнас».

4. Справочная книга по добыче нефти./под ред. Гиматутдинова Ш.К. - М. Недра, 1974 г.

5. Локтев А.В., Болгов И.Д., Гибадуллин А.Г. Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин /Нефтепромысловое дело. -1992 г.

6. Экономический отчет ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие». Нижневартовск, 2004 г.

7. Вредные химические вещества. Справочник. С-П. Химия, 1994 г.

8. ГОСТ 12.1.003-86. Шум. Общие требования.

9. СНиП II Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. Стройиздат 1980.

10. Методические указания к выполнению курсовых проектов Тюмень: 1998.

11. Липсиц И.В., Инвестиционный проект. М.: Бек, 1996.

12. Шапиро В.Д., Управление проектами. Учебник для вузов. М.: Два-Три, 1996.

Страницы: 1, 2, 3, 4