Курсовой проект - Экономическая оценка эксплуатации пласта БВ7 Вынгапуровского месторождения с применением инновационных технологий
Подождите немного. Документ загружается.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение 3
1. Организационно-техническая и экономическая характеристика
проведения работ 4
1.1. Физико-георафическая характеристика месторождения. 4
1.2. Инновационные технологии разработки месторождений. 5
1.3. Расчет необходимых капитальных вложений 5
1.4. Расчет эксплуатационных затрат 5
2. Расчет показателей экономической эффективности внедрения проекта 5
3. Оценка чувствительности проекта к риску 5
Заключение 5
Список используемой литературы 5
2
Введение
Цель курсовой работы - закрепление знаний по экономике,
организации и планированию геологических предприятий, отработка
навыков экономического анализа, самостоятельного решения поставленных
конкретных задач и подхода 5к их решению с точки зрения технико-
экономической эффективности.
Под экономической эффективностью деятельности понимается
способность за счет денежных поступлений от продаж и нефти покрывать
ежегодные (эксплуатационные) затраты, обеспечить в приемлемые сроки
возвращение вложенного капитала, а также приносить некоторый чистый
текущий доход не ниже минимального уровня.
В данном проекте необходимо рассчитать экономический эффект от
бурения горизонтальных и нагнетательных скважин на Вынгапуровском
месторождении.
Таким способом планируется вскрыть продуктивный пласт БВ
7
.
На текущий момент разработки пласт БВ
7
вскрыт 20 скважинами, но
при этом дебиты скважин не значительны. В таком случае предлагается
бурение горизонтальных стволов скважин, за счет чего предполагается
полное вскрытие пласта, и, следовательно, максимальное извлечение
углеводородного сырья. Наряду с горизонтальными скважинами планируется
бурение нагнетательных, в виду их малого количества на данный момент
разработки месторождения.
Эффективность от мероприятия следует рассчитать на 5 лет. Это
мероприятие позволит повысить эффективность выработки запасов.
3
1. Организационно-техническая и экономическая характеристика
проведения работ
1.1. Физико-георафическая характеристика месторождения.
Вынгопуровское месторождение расположено на територии
Ноябрьского района ЯНАО Тюменской области, в 80 км восточнее
г.Ноябрьска. Открыто в 1963 году. На сегодняшний день общий фонд
Вынгапуровского месторождения составляет более 1 870 скважин. На момент
запуска его запасы составляли 400 миллиардов кубометров газа. Газоносная
площадь – более 160 квадратных километров. Проектная мощность промысла
на начало эксплуатации составляла 15 миллиардов кубометров в год. Сегодня
месторождения находится в состоянии падающей добычи.
Обзорная карта района работ
Рис. 1.1.
4
Во время разработки месторождения был построен поселок
Вынгапуровский, расположенный непосредственно на территории
месторождения.
1.2. Инновационные технологии разработки месторождений.
Конец XX века для развития мирового топливно-энергетического комп-
лекса характерен появлением целого ряда новейших технологий, особое
место среди которых занимает новая высокоэффективная система разработки
газонефтяных залежей с помощью горизонтальных скважин. Горизонтальное
бурение дало нефтяникам такие возможности, каких не давало другое
нововведение за последнее время. Технология горизонтального бурения в
последние годы бурно развивалась. Сегодня эффективность бурения ГС
неоспорима, и при правильном применении дает большой ряд преимуществ:
увеличение скорости добычи и количества извлекаемых запасов, уменьшение
себестоимости добычи и числа платформ и скважин при разработке
месторождений на шельфе морей, благодаря вскрытию пластов
горизонтальными стволами достигаются: минимальное загрязнение
окружающей среды и сохранение экологически чистыми больших площадей
на поверхности, уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и
до разработки месторождений. Горизонтальные скважины характеризуются
большим дебитом, чем вертикальные скважины, за счет дренирования
значительно большей площади пласта-коллектора.
В нынешних условиях, когда все нефтяные компании вынуждены
сокращать затраты на бурение новых скважин, нужно серьёзно задуматься о
выдвижении на первый план технологий, помогающих оптимизировать
добычу.
Технология бурения основана на способе бурения скважин с заранее
заданными устьем и конечным участком ствола. Это позволяет обеспечить
5
Схема бурения наклонной (горизонтальной) скважины
Рис. 1.2.
кустовое бурение горизонтальных скважин независимо от технологической
схемы разработки месторождения. Для осуществления способа по заданным
параметрам устья и конечного участка создается оптимальная
математическая модель траектории ствола. Траектория разрабатывается
таким образом, что большая часть бурильной колонны находится в
растянутом состоянии и только на конечном участке набора угла и на
горизонтальном участке – в сжатом.
1.3. Расчет необходимых капитальных вложений
Капитальные вложения в проект рассчитываются по годам ввода
месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее
за пределами этого срока, если имеется необходимость.
Расчет капитальных вложений производятся по отдельным
направлениям, включая в себя затраты на бурение скважин и
промобустройство, которые представлены в табл.1.1.
Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе
сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины и
типа скважины, а также количества добывающих, нагнетательных и других
скважин, вводимых из бурения. Бурение 1 метра горизонтальной скважины
6
отличается от стоимости вертикальной, за счет сложности проведения работ.
Таким образом, стоимость бурения одного метра горизонтальной скважины
на 2009 год составляет 27398 рублей. И так, затраты на бурение одной
горизонтальной скважины составят 63,01 млн.руб., с учетом глубины
бурения до вскрытия продуктивного пласта 2300 метров. Но в проекте
планируется бурение нагнетательных скважин, стоимость одного метра равна
20750 руб.
Итого капитальных вложений в бурение скважин за период 2009-
2013гг. 1668,66 млн.руб.
Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового
обустройства производится в соответствии с объемными технологическими
показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в
разрезе отдельных направлений:
- оборудование для нефтедобычи;
- оборудование для сбора и транспорта нефти и газа;
- комплексная автоматизация;
- электроснабжение и связь;
- промводоснабжение;
- базы производственного обслуживания;
- автодорожное строительство;
- объекты для заводнения нефтяных пластов;
- очистные сооружения;
- природоохранные мероприятия;
- прочие объекты и затраты.
Удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти
(обезвоживание и обессоливанне) состаляют 1500 руб/т.
Удельные капитальные вложения в очистные сооружения равны 20
руб./м
3
вводимой суточной мощности;
7
Табл. 1.1
Исходные данные для расчета экономических показателей
Показатели Ед. измер.
Годы
2009 2010 2011 2012 2013
Добыча нефти тыс. тонн 597,846 521,826 623,12 729,58 902
Накопленная добыча нефти тыc.тонн 267,295 789,12 1412,24 2141,82 3043,92
Годовая добыча жидкости тыс. м
3
306 454 765 950 1452
Закачка рабочих агентов 5
- Годовая млн. м
3
0,3 0,7 1,1 1,4 2,0
- Накопленная млн. м
3
0,3 1,0 2,1 3,5 5,5
Добыча нефтяного газа 5
- Годовая млн. м
3
19,0 23,5 25,8 29,5 26,4
- Накопленная млн. м
3
19,0 42,5 68,3 97,7 124,1
КИН доли ед. 0,002 0,004 0,007 0,011 0,016
Фонд скважин 5
- добывающих скв. 15 - - - -
- нагнетательных скв. 7 - - - -
- ВСЕГО 5 22 - - - -
Среднегодовой дебит
на одну скважину
5
- нефти т/сут 18,9 14,1 13,0 11,4 13,8
- жидкости т/сут 19,3 15,3 17,5 16,8 20,5
- газа тыс.м
3
/сут 11,8 9,6 4,2 3,9 7,3
Электроснабжение млн.руб 30,16 32,18 31,56 35,60 33,23
Сбор и транспорт нефти и
газа
млн.руб 144,85 131,38 138,12 128,01 130,15
Промводоснабжение, Кпв млн.руб 42,65 38,68 40,66 37,69 42,65
Обслуживание добывающих
скважин
млн.руб 62,29 72,00 72,30 69,40 54,58
Капитальный ремонт
добывывающих скважин
млн.руб 6,15 11,59 17,46 22,76 28,48
Сбор и трансп. нефти млн.руб 15,41 22,88 38,49 47,82 73,07
Обслуж. нагнет. скважин млн.руб 1,79 1,63 1,54 1,69 1,73
Строительство автодорог млн.руб 253,35 0 0 0 0
Базы производственные и
ремонтные
млн.руб 36,27 0 0 0 0
Подготовка нефти и газа млн.руб 50,98 0 0 0 0
Прочие для обустройства млн.руб 80,20 0 0 0 0
Оборудование для
нефтедобычи
млн.руб 123,78 0 0 0 0
Оборудование для прочих
организаций
млн.руб 7,45 0 0 0 0
Комплексная автоматизация
и связь
млн.руб 19,20 0 0 0 0
8
Общий размер капитальных вложений в проект уплотнения сетки
скважин за период 2009-2013 гг. – 8908,34 млн.руб.
Итоги по расчетам приведены в табл. 1.2.
Табл. 1.2
Расчет капитальных затрат
Вид капитальных вложений
ед.
измер.
Годы
2009 2010 2011 2012 2013
Затраты на бурение скважин 5 5 5 5 5 5
- добывающих млн.руб 1232,91 -5 -5 5- -5
- нагнетательных млн.руб 435,75 5- -5 5- 5-
- механизированных млн.руб 1668,66 0 0 0 0
- ВСЕГО млн.руб 1668,66
Расходы на промысловое
обустройство
млн.руб 650,25 202,23 210,34 201,29 206,02
Затраты на заводнение млн.руб 8,62 11,23 20,30 22,17 22,89
Вложения в технологическую
подготовку нефти
млн.руб 929,65 811,44 968,95 1134,49 1402,75
Вложения в очистные
сооружения
млн.руб 20,98 -5 - 5- -5
Вложения в промысловое
обустройство
млн.руб 1689,70 1024,91 1199,592 1357,961 1631,675
Затраты на природоохранные
мероприярия
млн.руб 335,84 5- -5 5- -5
Общий размер капитальных
вложений
млн.руб 3694,203 1024,91 1199,592 1357,961 1631,675
Всего капитальных вложений млн.руб 8908,34
1.4. Расчет эксплуатационных затрат
Эксплуатационные затраты рассчитываются в разрезе следующих
статей:
обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;
энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;
поддержание пластового давления;
сбор и транспорт нефти и газа;
технологическая подготовка нефти;
ремонт скважин;
9
амортизация скважин.
Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в
зависимости от количества действующих скважин и включают в себя
заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих,
цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на
содержание и эксплуатацию оборудования.
Итог эксплуатационных затрат составляет 572,79 млн.руб.
Итоги по расчетам эксплуатационных затрат приведены в табл. 1.3.
Табл. 1.3
Расчет эксплуатационных затрат
Вид
эксплуатационных
затрат
ед.
измер.
Годы
3 2009 2010 2011 2012 2013
Обслуживание
нефтяных скважин
млн.руб 62,29 72,00 72,30 69,40 54,58
Расходы не сбор и
транспортировку
нефти
млн.руб 15,41 17,50 19,58 13,56 19,15
Затраты на
технологическую
подготовку нефти
млн.руб 7,62 6,23 8,52 10,65 16,23
Расчет затрат на
обслуживание
нагнетательных
скважин
млн.руб 2,79 5,72 8,65 11,43 14,36
Энергетические
затраты на закачку
воды
млн.руб 3,87 7,94 12,91 16,44 23,66
Ремонтный фонд в
году
млн.руб 91,97 109,39 121,95 121,48 127,99
Итог млн.руб 572,79
2. Расчет показателей экономической эффективности внедрения
проекта
Обоснование предлагаемого к реализации проекта предполагает оценку
экономической эффективности данного мероприятия по основным
10
критериям, предъявляемых международными стандартами к оценке
инвестиционных проектов на основе методики Мирового банка
реконструкции и развития.
К основным критериям экономической целесообразности проекта
относятся:
1. поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь
период эксплуатации;
2. срок окупаемости проекта;
3. коэффициент отдачи капитала;
4. чувствительность проекта к риску.
Исходные данные для расчета приняты в ценах на 2009 год.
Сущность потока денежной наличности состоит в том, что он
представляет собой ту часть денежных расходов, которая не может быть
изъята и остается в распоряжении организации и определяется по формуле:
iiтекiii
НКЗВПДН
(2.1)
где ΔВ
i
– изменение выручки, после реализации проекта в году i, руб.;
З
текi
– текущие затраты предприятия i-го года, руб.;
К
i
– капитальные вложения, осуществляемые в году i, руб.;
Н
i
– налоги, относимые на финансовый результат, руб.;
i – год, для которого ведется расчет.
Определение прироста выручки от реализации:
В
i
= Q
i
× Ц
cp
, (2.2)
где Q – дополнительное извлечение углеводородного сырья, т (тыс.
тонн);
Цcp – средняя цена реализации предприятия нефти, руб/т.
Определение изменения текущих затрат
Объём дополнительной добычи нефти определяется по формуле:
Q
i
= q
i
× n
i
× T
i
× К
э
(2.3)
11