Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения - Дипломная работа

Прогнозирование поведения пласта используется для решения проблем, связанных с планированием, эксплуатацией и диагностикой на всех стадиях разработки месторождения. Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки. С их помощью можно проанализировать равномерность вытеснения нефти водой, а также наметить мероприятия по регулированию разработки: изменению отборов жидкости из пласта по эксплуатационным скважинам и объемов воды, закачиваемой в нагнетательные скважины.Отсрочка проведения данных работ приведет к недостижению дополнительной добычи нефти от реализации ГТМ а также к невыполнению проектного КИН по объектам разработки и по месторождению в целом. Где Побл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб., Ним - налог на имущество, т. руб., Преал - прибыль от реализации, т. руб., Пвыб - прибыль от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия, т. руб. Где Нпр - налог на прибыль, т. руб., Побл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб., Nпр - ставка налога на прибыль, %. В связи с тем, что в первом году реализации проекта прибыль, облагаемая налогом отрицательная (-18 926,80 тыс. руб.), то и налог на прибыль в первом году реализации проекта не платится. Основную часть налоговых выплат составляет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), и с учетом всех налогов, общая налоговая выплата в первый год реализации проекта составит: Н = Нпр Ним НДПИ= 0 177,9 18 196,8 = 18 374,7 тыс. руб., (4.6)По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели - наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Моделирование - это мощный метод управления пластом. Оно позволяет инженеру понять геологию пласта и предсказать его поведение при различных сценариях разработки. Прогнозирование поведения пласта используется для решения проблем, связанных с планированием, эксплуатацией и диагностикой на всех стадиях разработки месторождения.

Целью дипломного проекта является повышении эффективности разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения с применением гидродинамического моделирования.

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Среди цифровых моделей пласта выделяют статические и динамические. В статических моделях параметры и свойства не меняются во времени. К такому типу моделей относят геологические модели. В динамических же моделях свойства модели зависят от времени. Представителем данного типа моделей являются гидродинамические (фильтрационные) модели.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

Объем и достоверность информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследовании их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами.

Задачами ДП является создание рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ЮВ1. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности. Карты изобар позволяют контролировать изменение давления на отдельных участках и в среднем по всему пласту. С их помощью можно проанализировать равномерность вытеснения нефти водой, а также наметить мероприятия по регулированию разработки: изменению отборов жидкости из пласта по эксплуатационным скважинам и объемов воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Кроме того, с помощью карт изобар можно определить параметры пластов и оценить скорости движения жидкости на отдельных крупных участках продуктивного пласта.

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспечены только при систематическом геолого-промысловом контроле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляется путем исследования добывающих скважин, наблюдений за ВНК, за обводненностью скважин. Полученные данные периодически подвергаются комплексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контролировать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекта.

Задача промысловых исследований в нагнетательных скважинах состоит в определении основных параметров их работы. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учетом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Гидродинамические исследования проводят для определения фильтрационных параметров пласта как вблизи скважины, так и на значительном удалении от нее, для выявления гидродинамической связи по пласту и между пластами по вертикали. В итоге интерпретации ГДИС может быть получена ценнейшая информация о фильтрационных характеристиках пласта.

Современные методы компьютерного моделирования позволяют планировать разработку и принимать текущие решения на месторождениях любого размера и уровня сложности.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и разрезу. Чем больше объем и достоверность получаемой информации, тем обоснованней осуществляемые мероприятия по регулированию процессов разработки и выше их эффективность.

Объем и достоверность информации о свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследовании их геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами.

В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом

4. Технико-экономические показатели

4.1 Характеристика проекта «Выполнение ГРП»

За весь период разработки месторождения с целью увеличения производительности скважин и повышения нефтеотдачи проведено 297 мероприятий, в т.ч. 84 операции гидроразрыва пласта, при этом в 45 случаях ГРП проводился при освоении новых объектов. Распределение дополнительной добычи от проведенных мероприятий представлено в таблице 4.1.

Основная дополнительная добыча нефти получена от проведения ГРП (74,35 % всей дополнительной добычи нефти).

С целью увеличения выработки запасов по месторождению, планируется провести 9 операций ГРП.

Отсрочка проведения данных работ приведет к недостижению дополнительной добычи нефти от реализации ГТМ а также к невыполнению проектного КИН по объектам разработки и по месторождению в целом.

Таблица 4.1. ?ani?aaaeaiea aiiieieoaeuiie aiau?e iaooe io i?iaaaaiey ia?ii?eyoee ii eioaineoeeaoee aiau?e iaooe e iiauoaie? iaooaioaa?e ieanoia Aai-Aaaineiai ianoi?i?aaiey ia 01.01.2011 a.

Вид ГТМ Колво Доп. добыча нефти от ГТМ, тыс. т Доля в дополнительной добыче нефти, %

Гидроразрыв пласта на действующем фонде 39 352.8 32.96

Перевод скважин на другой объект разработки в сопровождении с ГРП 45 442.8 41.38

Перфорационные работы 34 108.3 10.12

ОПЗ хим. реагентами 115 99.38 9.3

Ремонтно-изоляционные и водоизоляционные работы 11 1.955 0.18

Оптимизация режима работы скв. 41 57.74 5.4

Выравнивание профиля приемистости 11 7 0.65

Бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием 1 0.117 0.01

Итого 297 1070.09 100.0

4.2 Технико-экономические показатели скважин. Техническое обоснование проекта

Для реализации существующего проекта все необходимые аспекты изучены и учтены, т. е.: Ван-Еганское месторождение ООО «СП «Ваньеганнефть» разрабатываются на основании утвержденных проектных документов. Существующая развитая инфраструктура позволяет осуществлять переезды бригад, завоз оборудования, запуск скважин в работу без дополнительных затрат. Сервисные организации, осуществляющие работы ПНП имеют соответствующие лицензии, договора с ними заключены на основании результатов тендера.

Проведение операций ГРП на скважинах предполагает постановку бригад КРС для проведения подготовительно-заключительных работ, постановку флота ГРП непосредственно для проведения операции ГРП и дальнейшее освоение скважин с последующим спуском в них глубинно-насосного оборудования. Для расчета возьмем технико-экономические показатели скважин, на которых планируется проведение ГРП (табл. 4.2).

Таблица 4.2. A?aoee auiieiaiey i?iaeoa A?I

Показатели Единицы измерения Весь период реализации проекта

Количество скважин скв. 9

Количество операций ед/скв 9

Среднесуточный дебит нефти т/СКВ 6,76

Среднесуточный дебит жидкости т/СКВ 53,20

Обводненность % 87,3

Выгоды проекта

Дополнительная добыча нефти т/СКВ 9591

Дополнительная добыча нефти т/проект 86316

Дополнительная добыча жидкости т/СКВ 75470

Дополнительная добыча жидкости т/проект 679 228

Реализация

Доля продаж на внутреннем рынке % 100

Всего объем продаж Т 86316

Цена без НДС и акциза (вн. рынок) руб./т 6000

4.3 Расчет показателей экономической эффективности ГРП

Мероприятия научно-технического прогресса оказывают двоякое влияние на технико-экономические показатели: · позитивное - через технологические эффекты, отражающие целевое назначение проводимых мероприятий;

· негативное - через ресурсы и затраты, требующиеся для реализации мероприятий НТП.

В результате внедрения мероприятий НТП может быть положительный либо отрицательный эффект, соответственно предприятие получит дополнительную прибыль или потерпит убытки.

В качестве положительного примера рассмотрим экономический эффект от проведения ГРП на Ван-Еганском месторождении.

Для анализа сведем необходимые данные в таблицу 4.3

Таблица 4.3. Исходные данные для расчета

Наименование Ед.изм. 2011 2012 2013

Количество ГРП скв. 9

Средний прирост дебита нефти после ГРП т/сут 9,6 9,8 6,9

Доп добыча нефти тыс. т 9,0 30,4 21,4

Затраты на ГРП тыс. руб. 61299

Стоимость проведения ГРП тыс. руб. 6811

Цена 1т нефти руб. 6000 6000 6000

Себестоимость 1т нефти руб. 2319 2456 2617

Налог на прибыль % 20 20 20

Налог на имущество % 2,0 2,0 2,0

Норма дисконта Е 0,15 0,15 0,15

Для рассматриваемого проекта прирост выручки должен быть вызван увеличением объема реализации нефти, дополнительно полученным от проведения ГРП.

Экономическими критериями эффективности реализации проекта являются: § прирост потока денежной наличности;

§ прирост чистой текущей стоимости;

§ срок окупаемости;

§ коэффициент отдачи капитала;

§ внутренняя норма рентабельности;

§ чувствительность проекта к риску.

Текущие затраты на проведение работ по реализации мероприятия составляют стоимость работ бригады КРС, затраты на ГИС, ПВР, РИР и ГРП. За первый год реализации проекта текущие затраты составят 52 406,8 т. руб.

Выручка за 2011 год от проведения мероприятия рассчитывается по формуле: В = Qдоп * Ц = 9,04 * 6,000 = 54 240,0 т. руб. (4.1)

Где Qдоп - дополнительная добыча нефти, т.т., Ц - цена 1 тонны нефти, т. руб.

Прирост прибыли от реализации рассчитывается по формуле: Преал = Qн*(Ц - Сс) = 9,04 * (6,000 - 8,074) = -18 748,9 т. руб. (4.2)

Где Qн - дополнительная добыча нефти, т.т., Ц - цена 1 тонны нефти, т. руб., Сс - себестоимость 1т. нефти, т. руб.

Если по проекту используется новое оборудование (как в нашем случае), то налог на имущество рассчитывается по формуле:

Ним = Соб * Nим / 100 = 8 895,082 * 2,0 / 100 = 177,902 т. руб. (4.3)

Где Ним - налог на имущество, т. руб., Nим - ставка налога на имущество, % (в 2011 г. составляет 2,0 %), Соб - стоимость нового оборудования, т. руб.

Прибыль, облагаемая налогом, рассчитывается по формуле: Побл = Преал Пвыб - Ним = -18 748,9 0 - 177,902 = -18 926,80 т. руб., (4.4)

Где Побл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб., Ним - налог на имущество, т. руб., Преал - прибыль от реализации, т. руб., Пвыб - прибыль от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия, т. руб. В условиях рассматриваемого проекта Пвыб = 0, так как оборудование, выбывшее при проведении ГРП, не реализуется, а продолжает использоваться на других проектах.

Налог на прибыль рассчитывается по формуле: Нпр = Побл * Nпр / 100, (4.5)

Где Нпр - налог на прибыль, т. руб., Побл - прибыль, облагаемая налогом, т. руб., Nпр - ставка налога на прибыль, %.

В связи с тем, что в первом году реализации проекта прибыль, облагаемая налогом отрицательная (-18 926,80 тыс. руб.), то и налог на прибыль в первом году реализации проекта не платится.

Основную часть налоговых выплат составляет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), и с учетом всех налогов, общая налоговая выплата в первый год реализации проекта составит:

Н = Нпр Ним НДПИ= 0 177,9 18 196,8 = 18 374,7 тыс. руб., (4.6)

Где Нпр - налог на прибыль, т. руб., Ним, - налог на имущество, т. руб.

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых, т. руб.

Поток денежной наличности рассчитывается по следующей формуле: ПДН = В-И - К - Н, (4.7)

Где В-выручка от проведения мероприятия, тыс. р., И - текущие затраты, тыс. р., К - капитальные затраты, тыс. р., Н - величина налоговых выплат, тыс. р.

Таким образом, по формуле (4.7) вычислим ПДН для рассматриваемого проекта в первый год реализации: ПДН = 54 240,0 - 52 406,8 - 8 895,082 - 18 374,7 = - 25 436,6 тыс. руб.

Аналогично рассчитаем показатели для последующих лет реализации проекта и сведем полученные данные в таблицу 4.4.

По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости затрат (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.

Индекс доходности капитала можно определить по формуле: ИД = 1 (ЧТС/З), (4.8) где ЧТС - чистая текущая стоимость, тыс. руб., З - затраты на мероприятие, тыс. руб.

В соответствии с формулой (4.8), вычисляем ИД для рассматриваемого проекта: ИД = 1 163 263,1/61 301,9 =3,66 ед.

Таблица 4.4. Расчет экономических показателей

Показатели Ед.изм. 2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Прибыль, облагаемая налогом тыс. руб. -18935 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 88219 61358 в т.ч. налог на прибыль тыс. руб. 0 26899 18217 в т.ч. налог на имущество тыс. руб. 196 0 0

ПДН тыс. руб. -25484 94457 67162

НПДН тыс. руб. -25484 68972 136134

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -22754 75300 47805

ЧТС тыс. руб. -22754 52546 100351

4.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку все проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную как с природными, так и с рыночными факторами, то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора.

Задаемся наиболее вероятными интервалами изменения факторов: Qн = (-30 %; 10 %);

Ц = (-20 %; 20 %);

Зтек = (-10 %; 10 %);

Зкап = (-5 %; 15 %);

Н = (-20 %; 20 %);

После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении каждого фактора. Методика расчета чистой текущей стоимости при изменении факторов аналогична рассмотренной в пункте 4.3. Результаты расчетов сведены в таблицы 4.5-4.14. На основании полученных данных строим диаграмму чувствительности проекта (рис. 4.2)

Таблица 4.5. Расчет экономических показателей при уменьшении добычи нефти на 30 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 6,32 21,31 14,99

Прирост выручки тыс. руб. 37947 127873 89964

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -35003 57278 37348

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 75067 52104

ПДН тыс. руб. -41747 52806 37860

НПДН тыс. руб. -41747 11059 48919

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -37274 42097 26948

ЧТС тыс. руб. -37274 4823 31770

Таблица 4.6. Расчет экономических показателей при увеличении добычи нефти на 10 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,94 33,49 23,56

Прирост выручки тыс. руб. 59631 200944 141372

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -13319 130349 88756

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 92604 64442

ПДН тыс. руб. -20063 108340 76930

НПДН тыс. руб. -20063 88277 165206

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -17914 86368 54757

ЧТС тыс. руб. -17914 68454 123211

Таблица 4.7. Расчет экономических показателей при уменьшении цены на нефть на 20 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 43368 146141 102816

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -29582 75546 50200

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 79451 55189

ПДН тыс. руб. -36326 66690 47627

НПДН тыс. руб. -36326 30363 77990

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -32434 53165 33900

ЧТС тыс. руб. -32434 20730 54630

Таблица 4.8. Расчет экономических показателей при увеличении цены на нефть на 20 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 65052 219211 154224

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -7898 148616 101608

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 96988 67527

ПДН тыс. руб. -14642 122223 86697

НПДН тыс. руб. -14642 107581 194278

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -13074 97436 61709

ЧТС тыс. руб. -13074 84362 146071

Таблица 4.9. Расчет экономических показателей при уменьшении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 47166 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 56061 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 88219 61358

ПДН тыс. руб. -20244 94457 67162

НПДН тыс. руб. -20244 74213 141375

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -18075 75300 47805

ЧТС тыс. руб. -18075 57226 105030

Таблица 4.10. Расчет экономических показателей при увеличении текущих затрат на добычу нефти на 10 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 57647 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 66542 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 88219 61358

ПДН тыс. руб. -30725 94457 67162

НПДН тыс. руб. -30725 63732 130894

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -27433 75300 47805

ЧТС тыс. руб. -27433 47867 95672

Таблица 4.11. Расчет экономических показателей при уменьшении капитальных затрат на добычу нефти на 5 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 62191 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 88219 61358

ПДН тыс. руб. -26374 94457 67162

НПДН тыс. руб. -26374 68083 135245

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -23548 75300 47805

ЧТС тыс. руб. -23548 51752 99557

Таблица 4.12. Расчет экономических показателей при увеличении капитальных затрат на добычу нефти на 15 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 62636 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 18392 88219 61358

ПДН тыс. руб. -26819 94457 67162

НПДН тыс. руб. -26819 67638 134800

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -23945 75300 47805

ЧТС тыс. руб. -23945 51355 99160

Таблица 4.13. Расчет экономических показателей при уменьшении налогов на 20 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 14714 70576 49086

ПДН тыс. руб. -21806 112100 79434

НПДН тыс. руб. -21806 90295 169728

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -19469 89366 56539

ЧТС тыс. руб. -19469 69896 126436

Таблица 4.14. Расчет экономических показателей при увеличении налогов на 20 %

Показатели Ед.изм. Период реализации проекта

2011 2012 2013

Прирост добычи тыс. тонн. 9,04 30,45 21,42

Прирост выручки тыс. руб. 54210 182676 128520

Текущие затраты тыс. руб. 52407 0 0

Затраты на мероприятие тыс. руб. 61302 0 0

Прирост прибыли тыс. руб. -18740 112081 75904

Налоговые выплаты всего тыс. руб. 22071 105863 73629

ПДН тыс. руб. -29163 76813 54891

НПДН тыс. руб. -29163 47650 102540

Коэффициент дисконтирования 0,89 0,80 0,71

ДПДН тыс. руб. -26038 61235 39070

ЧТС тыс. руб. -26038 35196 74266

Таблица 4.15. Динамика ЧТС при различных вариациях факторов

Показатели Значение показателя, тыс. руб.

-30 % -20 % -10 % -5 % 0 10 % 15 % 20 %

ЧТС (баз) 100351

ЧТС (Qн) 31770 123211

ЧТС (Ц) 54630 146071

ЧТС (Зт) 105030 95672

ЧТС (Зк) 99557 99160

ЧТС (Н) 126436 74266Гидродинамические методы моделирования являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей.

По данным измерения давлений в скважинах строятся карты изобар, которые представляют собою нанесенную на план залежи систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенных к какой-либо определенной поверхности.

Построение гидродинамической модели начинается с обработки и интерпретации скважинных данных. Анализ каротажных диаграмм различных методов, керновых данных, результатов испытаний скважин служит основой для детальной межскважинной корреляции и выделения пластов-коллекторов и флюидоупоров.

Создание структурной модели производится на базисе структурных сейсмических поверхностей, наиболее полно отображающих рельеф межскважинного пространства. Прогноз распределения фильтрационно-емкостных параметров модели - наиболее сложная процедура, требующая тщательного обоснования исходных данных (пористости, проницаемости и др.), принимаемых для расчетов, а так же учета всех пространственных геометрических факторов и граничных значений для формирования устойчивой трехмерной модели.

Сформированная трехмерная гидродинамическая модель - основа для подсчета геологических запасов полезных ископаемых изучаемого объекта.

Обоснование петрофизических зависимостей, используемых при подсчете запасов нефти и газа, - один из важнейших этапов подготовки месторождения к разработке. По лабораторным исследованиям керна разрабатывается петрофизическая основа для интерпретации данных ГИС и проектирования разработки нефтяных месторождений.

Для оценки текущих и будущих дебитов нефти, определения точек и объемов закачки агента с целью ППД, анализа выработки запасов, прогноза работы скважин и планирования воздействий на пласты строится гидродинамическая модель с учетом всех физических свойств.

Рекомендуется бурение новых скважин в северной части пласта ЮВ1 и проведение ГРП, так как такое решение обосновано расчетами и эффективно.

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // М., Недра, 1986 г. - 506 с.

2. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений // Недра, 1972 г.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с англ. - М.: Наука, 1982. - 407 с.

4. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Изд. «Путиведъ», 2000.

5. Максимов М.М. Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976.264 с.

6. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39-2699325-204-86, 1986, 144 с.

7. И.А. Чарный Подземная гидрогазодинамика - Москва, Гостоптехиздат 1963

8. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. - М.: Недра, 1985. 288 с.

9. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М. Недра-Бизнесцентр 2001. - 562 с.: ил.

10. А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин Моделирование процессов нефтегазодобычи // Москва, 2004 г. с. 368

Размещено на