Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

 

Данные вычислений сведем в таблицу:

Таблица 4.2 Расчет ЧТС

Показатели	Ед. измерения	года
		2009	2010	2011	2012
1.Дополнит. Добыча	тыс. тонн	2353,25	1730,52	1029,14	583,40
2.Прирост выручки	тыс. руб.	4706490,00	3980196,00	2572837,50	1604336,25
3.Текущие затраты	тыс. руб.	876683,61	631639,80	601014,84	421619,57
3.1.Затраты по мер	тыс. руб.	138000	0	0	0
3.2.Затраты на доп.доб.	тыс. руб.	738683,61	631639,80	601014,84	421619,57
4.Прибыль от реализ.	тыс. руб.	3829806,39	3348556,20	1971822,66	1182716,68
5.Налог на прибыль	тыс. руб.	919153,53	803653,49	473237,44	283852,00
6.ПДН	тыс. руб.	2910652,86	2544902,71	1498585,22	898864,68
7.НПДН	тыс. руб	2910652,86	5455555,57	6954140,79	7853005,47
8.Коэф. дисконтирования	-	0,870	0,756	0,658	0,572
9.ДПДН	тыс. руб.	2531002,49	1924312,07	985344,11	513928,80
10.ЧТС	тыс. руб.	2531002,49	4455314,56	5440658,67	5954587,46

 

Результаты расчетов представлены в таблице 4.2, на рис 4.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости при  проведении ГРП.

 

Рис. 4.1 Профили НПДН и ЧТС

 

Анализируя данные таблицы 4.2 и рисунка 4.3 заметно, что  затраты на ГРП окупаются в  первый год. А поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года проведения ГРП. Поток денежной наличности 2009-2012 г. составил 898864,68тыс.руб.

 

4.4 Расчет чувствительности проекта к риску

 

Для оценки чувствительности проекта необходимо подсчитать ЧТС  и НПДН при заданных вариациях  параметров.

Расчет чувствительности проведения ГРП на Самотлорском месторождении  был произведен при следующих  диапазонах изменения параметров:

- стоимость обработки  (-20%; +30%);

- дополнительная  добыча нефти (-20%; +10%);

- ставка налога  на прибыль (-10%; +10%);

• цена на нефть (-10%; +20%);
• текущие затраты (-15%;+10%)

Результаты расчета  для ГРП сведены в таблицы  с 4.3 по 4.7, а диаграмма чувствительности проекта изображена на рис. 4.2.

 

Таблица 4.3 Расчет ЧТС при DQ=(-20,+10)%

Показатели	-20%				10%
	2009	2010	2011	2012	2009	2010	2011	2012
Доп. Добыча, тыс.т.	1882,6	1384,4	823,3	466,7	2588,6	1903,6	1132,0	641,7
Прирост выручки, тыс.руб.	3765192,0	3184156,8	2058270,0	1283469,0	5177139,0	4378215,6	2830121,3	1764769,9
Зат.на доп.доб, тыс.руб	590946,9	505311,8	480811,9	337295,7	812552,0	694803,8	661116,3	463781,5
Текущие затраты.,тыс.руб	728946,9	505311,8	480811,9	337295,7	950552,0	694803,8	661116,3	463781,5
Прибыль.от реализ,тыс.руб	3036245,1	2678845,0	1577458,1	946173,3	4226587,0	3683411,8	2169004,9	1300988,4
Налог на прибыль., тыс.руб	1062685,8	937595,7	552110,3	331160,7	1479305,5	1289194,1	759151,7	455345,9
ПДН,тыс.руб	1973559,3	1741249,2	1025347,8	615012,7	2747281,6	2394217,7	1409853,2	845642,4
Коэф. дисконт.	0,9	0,8	0,7	0,6	0,9	0,8	0,7	0,6
ДПДН,тыс.руб	1716138,5	1316634,6	674182,8	351635,5	2388940,5	1810372,5	927001,4	483498,8
ЧТС, тыс.руб	1716138,5	3032773,1	3706955,9	4058591,4	2388940,5	4199313,0	5126314,4	5609813,2

 

Таблица 4.4 Расчет ЧТС при Ц_н=(-10,+20)%

Показатели	-10%				20%
	2009	2010	2011	2012	2009	2010	2011	2012
Цена нефти, тыс. руб	1800	2070	2250	2475	2400	2760	3000	3300
Прирост выручки, тыс .руб	4235841,0	3582176,4	2315553,8	1443902,6	5647788,0	4776235,2	3087405,0	1925203,5
Приб. от реализ,тыс.руб	3359157,4	2950536,6	1714538,9	1022283,1	4771104,4	4144595,4	2486390,2	1503583,9
Налог на приб. ,тыс. руб	1175705,1	1032687,8	600088,6	357799,1	1669886,5	1450608,4	870236,6	526254,4
ПДН, тыс .руб	2183452,3	1917848,8	1114450,3	664484,0	3101217,9	2693987,0	1616153,6	977329,6
ДПДН ,тыс. руб	1898654,2	1450169,2	732769,2	379920,9	2696711,2	2037041,2	1062647,2	558791,3
ЧТС, тыс. руб	1898654,2	3348823,4	4081592,6	4461513,4	2696711,2	4733752,4	5796399,6	6355191,0

 

 

Таблица 4.5 Расчет ЧТС при ТЗ=(-15,+10)%

Показатели	-15%				10%
	2009	2010	2011	2012	2009	2010	2011	2012
Текущие затр., тыс. руб.	745181,1	536893,8	510862,6	358376,6	1008186,1	726385,8	691167,1	484862,5
Приб. от реализации, тыс. руб	3961308,9	3443302,2	2061974,9	1245959,6	3698303,9	3253810,2	1881670,4	1119473,7
Налог на прибыль.	1386458,1	1205155,8	721691,2	436085,9	1294406,3	1138833,6	658584,7	391815,8
ПДН, тыс. руб	2574850,8	2238146,4	1340283,7	809873,8	2403897,5	2114976,6	1223085,8	727657,9
ДПДН, тыс. руб	2239000,7	1692360,2	881258,3	463047,9	2090345,7	1599226,2	804198,8	416040,8
ЧТС, тыс. руб	2239000,7	3931360,9	4812619,2	5275667,2	2090345,7	3689571,9	4493770,6	4909811,4

 

Таблица 4.6 Расчет ЧТС при Н_пр=(-10,+10)%

Показатели	-10%				10%
	2009	2010	2011	2012	2009	2010	2011	2012
Налог на приб., тыс. руб	957451,6	837139,1	492955,7	295679,2	1723412,9	1506850,3	887320,2	532222,5
ПДН, тыс. руб	2872354,8	2511417,2	1478867,0	887037,5	2106393,5	1841705,9	1084502,5	650494,2
ДПДН, тыс. руб	2497699,8	1898992,2	972379,1	507166,6	1831646,5	1392594,3	713078,0	371922,2
ЧТС, тыс. руб	2497699,8	4396692,0	5369071,1	5876237,6	1831646,5	3224240,8	3937318,8	4309240,9

 

Таблица 4.7 Расчет ЧТС при Змер.=(-10,+30)%

Показатели	-10%				30%
	2002	2003	2004	2005	2002	2003	2004	2005
Затраты по мер. тыс. руб	110400,0	0,0	0,0	0,0	179400,0	0,0	0,0
Затраты тек., тыс.руб	849083,6	631639,8	601014,8	421619,6	918083,6	631639,8	601014,8	421619,6
Прибыль от реализации, тыс. руб	3857406,4	3348556,2	1971822,7	1182716,7	3788406,4	3348556,2	1971822,7	1182716,7
Налог на прибыль, тыс.руб.	1350092,2	1171994,7	690137,9	413950,8	1325942,2	1171994,7	690137,9	413950,8
ПДН, тыс .руб	2507314,2	2176561,5	1281684,7	768765,8	2462464,2	2176561,5	1281684,7	768765,8
ДПДН, тыс. руб	2180273,2	1645793,2	842728,5	439544,4	2141273,2	1645793,2	842728,5	439544,4
ЧТС, тыс. руб	2180273,2	3826066,4	4668794,9	5108339,3	2141273,2	3787066,4	4629794,9	5069339,3

 

Рис.6.2 Диаграмма чувствительности проекта к риску

 

Анализируя рис.4.2. видно, что при различных вариациях  как экономических, так и добывных возможностях, проведение ГРП имеет  минимальный риск, однако при более  широких вариациях ЧТС проекта  может быть увеличиваться как  положительно, так и отрицательно, поэтому необходимо более тщательно учитывать возможные изменения, влияющие на ЧТС.

Эффект от проведения ГРП составит 2353,2 тыс. тонн нефти  в первый год работы скважин и 583,4 тыс. тонн нефти через 4 года работы, а прибыль от реализации нефти  составит соответственно 3,8 млн. руб. и 1,1млн.руб.

Анализ экономических  расчетов показывает, что при действующей  системе налогообложения представленная инновация не является убыточной  для предприятия. При приведенных  в работе показателях, действующей  системе налогообложения и норме  дисконта 15% накопленный поток денежной наличности за 4 года работы скважин  положителен и равен 7,8млн. рублей, а чистая текущая стоимость 5,9 млн.руб.

На основании  главы 6 приходим к выводу, что мероприятие  НТП довольно сильно повлияло на основные показатели СНГДУ-2. Дополнительная добыча достигается как вводом новых  скважин, так и проведением ГРП, причем при столь высоком эффекте  на одну скважинно-операцию (35.9 т/сут), можно говорить о применении этого  метода увеличения нефтеотдачи как  элемента разработки месторождения. Можно  порекомендовать дальше применять  гидроразрыв пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

• В период 2007-2011 гг. в ОАО «ТНК-Нижневартовск» ГРП проведен в 742 скважинах, из них 558 скважино-операций (или 75 %) проведено на объекте АВ₁^1-2. Средний коэффициент успешности мероприятия по предприятию составил 94 %, эффективности – 77 %.
• Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГРП за период 5 лет, составила более 2500  тыс. т. Средняя удельная дополнительная добыча нефти, полученная на 1 скважино-операцию, составляет около 4 тыс. т/скв. Средний прирост дебита нефти после ГРП составляет более 10 т/сут, жидкости – более 40 т/сут.
• По состоянию на 01.01.2012 г. средняя продолжительность эффекта составляет 10 месяцев, более чем в 39 % скважин эффект от ГРП продолжается.
• Наиболее эффективен гидроразрыв на скважинах объекта АВ₁^1-2: коэффициент успешности - 95 %, удельная дополнительная добыча нефти на 1 скважино-операцию – около 4 тыс. т/скв. Успешность операций по ГРП возрастает при проведении большеобъемных операций в тонкослоистых коллекторах объекта.
• Гидравлический разрыв пласта является одним из самых успешно применяемых ГТМ практически на всех объектах разработки Самотлорского. Кратковременный эффект от ГРП по ряду скважин и окончание эффекта связано со снижением продуктивности в результате обводнения или снижения дебита жидкости. На эффект от проведенных ГРП большое влияние оказывает геологическое строение, техническое состояние скважин, а также энергетическое состояние объекта разработки. Успех гидроразрыва пласта также во многом зависит от расчета «дизайна» его проведения и контроля качества исполнения ГРП.
• Причиной высокой обводненности после гидроразрыва может служить поступление воды или высокообводненной газожидкостной смеси по трещине ГРП из выше- или нижележащих высокопроницаемых интервалов с низкой остаточной нефтенасыщенностью или водонасыщенных коллекторов. Для снижения вероятности распространения трещины ГРП в подобные коллектора при проведении гидроразрыва возможно использование низковязких гелей, выполнение закачки при низких расходах, а также проведение ГРП без продавки.
• Одной из причин снижения дебита жидкости в процессе эксплуатации является низкая компенсация отборов закачкой или ее отсутствие в зонах с высокой концентрацией ГРП по площади на отдельных участках. При планировании программы ГРП в целях более эффективного вытеснения нефти следует оптимизировать систему ППД в районах проведения ГТМ.