Уваровского месторождения
.pdf101
Экономический эффект при технико-экономическом обосновании проведения глинокислотной обработки скважины определяется по формуле:
Эмер = Рмер − Змер |
(3.1) |
Эмер = 13804000 − 5325790,69 = 8478209,31 руб. |
|
где Эмер– показатель экономического эффекта, руб.; |
|
Рмер – стоимостная оценка результатов, руб.; |
|
Змер– стоимостная оценка совокупных затрат, руб. |
|
Рмер = ∆Q ∙ Ц |
(3.2) |
где ∆Q – дополнительная добыча нефти, т; |
|
Ц – цена одной тонны нефти, руб./т |
|
Рмер = 986 ∙ 14000 = 13804000 руб. |
|
Змер = Зобр ∙ Nобр + Здоп |
(3.3) |
где Зобр – затраты на проведение одной обработки скважин, руб.; |
|
Nобр – количество обработок скважин реагентом, скв.;
Здоп – затраты на дополнительную добычу нефти, руб.
Змер = 371014,14 ∙ 5 + 3470720 = 5325790,69 руб.
Затраты на проведение мероприятии складываются из расходов на заработную плату работников, занятых в обработке (Ззп), отчислений на социальное страхование (Зсоц), материальных расходов на покупку реагентов и пресной
Консорциум « Н е д р а »
102
воды (Змат), расходов на специально привлеченный транспорт (Зтр), заготовительно-складских расходов (Зз-с),
геофизических (Згеоф), цеховых (Зцех):
Зобр = Ззп + Зсоц + Змат + Зтр + Зз−с + Згеоф + Зцех |
(3.4) |
Зобр = 118869,75 + 33660,93 + 9610 + 147900 + 25143 + 17830,46 + 16000 = |
|
= 371014,14 руб. |
|
Расходы на оплату труда работников, занятых в процессе, определяются по формуле: |
|
n |
|
Ззп = ∑ (СTi ∙ t ∙ чi ∙ (1 + Кп) ∙ (1 + Кр)) |
(3.5) |
i
где СТi – часовая тарифная ставка рабочего i – го разряда, руб./час;
t – продолжительность одной обработки, часы;
чi – численность рабочих i-го разряда;
Кп – премия по действующему положению, д.ед.;
Кр – районный коэффициент, д.ед.; n – число разрядов рабочих.
Рассчитаем заработную плату оператора 5 разряда:
Ззп1 = 150 ∙ 1 ∙ 155 ∙ (1 + 0,5) ∙ (1 + 0,15) = 40106,25 руб.
Рассчитаем заработную плату оператора 4 разряда:
Ззп2 = 135 ∙ 155 ∙ 1 ∙ 1,5 ∙ 1,15 = 36095,62 руб.
Консорциум « Н е д р а »
Рассчитаем заработную плату мастера:
Ззпм = 291 ∙ 85 ∙ 1 ∙ 1,5 ∙ 1,15 = 42667,87 руб.
Затраты на оплату труда всего:
Ззп = 40106,25 + 36095,62 + 42667,87 = 118869,75 руб.
Отчисления на социальное страхование работников, занятых в обработке, определяются по формуле:
n
Зсоц = 100% ∙ Ззп
где n – ставка единого социального налога, %.
Зсоц = 118869,75 ∙ 0,3 = 35660,93 руб.
Материальные расходы находятся по формуле:
m
Змат = ∑ Cj ∙ Vj
i
где Vj – расход j-го реагента для проведения одной обработки, т или м3;
Сj – стоимость единицы реагента, руб./т или руб./м3; m – количество видов реагентов.
Змат = 31 ∙ 310 = 9610 руб.
Расходы на эксплуатацию специально привлеченного транспорта находятся по формуле
Зтр = ∑ Зэкспi ∙ t ∙ Ni
i
103
(3.6)
(3.7)
(3.8)
Консорциум « Н е д р а »
104
где Зэкспi – затраты на эксплуатацию i-й единицы транспорта, руб./ч.;
Ni – количество задействованных i-х единиц транспорта, шт.
Зтр = 145 ∙ 400 + 145 ∙ 320 + 145 ∙ 300 = 147900 руб.
Заготовительно-складские расходы:
Зз−ц = 147900 ∙ 0,17 = 25143 руб.
Цеховые расходы обычно принимаются на уровне m процентов от расходов на заработную плату, расчетная формула имеет вид:
Зцех(Згеоф, Зобщ) = |
m |
∙ Pзп. |
(3.9) |
100% |
Зцех = 0,15 ∙ 118870 = 17830,46 руб.
Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются:
|
|
|
|
Здоп = ∆Q ∙ Зуп |
(3.10) |
||
где Зуп – условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т. |
|
|
|
|
|||
|
Здоп = 986 ∙ (8000 ∙ 0,44) = 3470720 руб. |
|
|||||
Себестоимость одной тонны нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле: |
|
||||||
|
|
|
|
С2 = |
С1 ∙ Q1 + Змер |
|
(3.11) |
|
|
|
|
Q2 |
|||
|
|
|
|
|
|
||
С2 |
= |
41717 ∙ 8000 + 5325790,69 |
|
= 7940 руб./т |
|
||
|
|
||||||
|
42703 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q2 = Q1 + ∆Q |
(3.12) |
||
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
|
|
|
|
105 |
Q2 = 41717 + 986 = 42703 т |
|
|
||
Прирост прибыли предприятия после проведения определяется по формуле |
|
|
||
∆ВП = (Ц − С2) ∙ Q2 − (Ц − С1) ∙ Q1, |
(3.13) |
|||
∆ВП = (14000 − 7940) ∙ 42703 − (14000 − 8000) ∙ 41717 = |
|
|||
= 8478209,31 руб. |
|
|
||
где С1, С2 – себестоимость одной тонны нефти до и после внедрения соответственно, руб./т; |
|
|||
Q1, Q2 – добыча нефти до и после, т. |
|
|
||
Тогда прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия: |
|
|
||
∆П = ∆ВП − |
н |
∙ ∆ВП, |
(3.14) |
|
|
|
|||
100% |
||||
где н – ставка налога на прибыль, %.
∆П = 8478209,31 − 8478209,31 ∙ 0,2 = 6782567,45 руб.
В таблице 3.5 приведены результаты расчета годового экономического эффекта от проведения глинокислотной обработки скважины.
Консорциум « Н е д р а »
106
Таблица 3.5 – Результаты расчета годового экономического эффекта от проведение глинокислотной обработки скважины
Показатель |
Значение |
Дополнительная добыча нефти, т |
986 |
Затраты на дополнительную добычу нефти, тыс. руб. |
347,1 |
Суммарные затраты, тыс.руб. |
5325,8 |
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб. |
13804,0 |
Годовой экономический эффект, тыс. руб. |
8478,2 |
Себестоимость добычи 1 т нефти до мероприятия |
8000 |
Прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, тыс. руб. |
6782,6 |
Выводы:
В результате проведения глинокислотной обработки скважины произойдет снижение себестоимости добычи нефти на 60,0 руб./т. Годовой экономический эффект от проведения мероприятия составит 8,5 млн руб., прирост прибыли,
остающейся в распоряжении предприятия, составит 6,8 млн руб.
Исходя из всего вышеизложенного следует, что проведение глинокислотной обработки скважины на месторождении экономически целесообразно.
Вывод
Вадминистративном отношении Уваровское месторождение расположено в пределах Кинель-Черкасского района Самарской области, в 120 км к востоку от г. Самара.
Ворогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Малый Кинель и Кутулук,
служащих источниками технического водоснабжения.
Консорциум « Н е д р а »
107
Уваровское месторождение расположено в северо-восточной части Бузулукской впадины, выделяемой наряду с другими соподчинёнными тектоническими элементами I порядка в палеозойском осадочном чехле Волго-Камской антеклизы.
Пласт С-I’ залегает на средней глубине 2252 м. По залежи пласт представлен одним прослоем. Нефтенасыщенная толщина проницаемого пропластка изменяется от 0,7 до 6,8 м и в среднем по залежи равна 2,7м. Коэффициент песчанистости равен 1, расчленённость 1.
Залежь пластового типа, водонефтяная зона незначительна по площади и объему. Размер залежи 6,25 х 1,75 км.
Этаж нефтеносности 23,8 м.
Пласт С-I приурочен к кровле бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона и сложен мелко- и
среднезернистыми песчаниками. Отделяясь от пласта С-I’ прослоем глин толщиной до 8,5 м. Данный прослой выдержан по всей площади структуры. Залежь нефти пласта С-Iвыявлена на Уваровском куполе.
Залежь неполнопластового типа. Размер залежи 5,1х1,6 км. Этаж нефтеносности составляет 21 м.
Пластовая нефть пласта С-I относится к особо легким – с плотностью 788,0 кг/м3, незначительно вязким с динамической вязкостью 2,74 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,46 МПа,
газосодержание – 36,4 м3/т.
По товарной характеристике нефть среднесернистая (массовое содержание серы в нефти 1,02%), смолистая (5,60%),
парафинистая (5,41%).
Произведен подсчет запасов объемным методом.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
108
За весь период разработки месторождения составлено 14 проектных технологических документов. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Уваровского газонефтяного месторождения Самарской области» выполненное в 2016 г.
Пласт C-I введен в разработку в 1966 году, пласт C-I’ в 1968 году. Весь процесс разработки с начала эксплуатации и до момента вывода его из эксплуатации условно можно разделить на 4 стадии.
Четвертая стадия началась с 1989 года и по текущее время. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности. Разработка месторождения ведется до предела рентабельности, что соответствует обводненности 98-99%. Начиная с 1989 г., объект вступил в завершающую стадию разработки. Наблюдается медленное снижение объемов добычи с 44,1тыс.т. в 1989 году, до 5,9тыс.т. в 2005 году. После этого благодаря мероприятиям,
проводимым по фонду скважин, удается поднять добычу до 45,4 тыс.т. в 2016 г. и в последующие годы сохранять на уровне 40,0 тыс.т.
За 2018 год добыча нефти составила 41,7 тыс.т., жидкости 870,1 тыс.т., обводненность 95,2%. Среднесуточный дебит по нефти 6,8 т/сут., и 106,8 т/сут. по жидкости. Темп отбора НИЗ 0,9%. Добывающий фонд составлял 22 скважины
[21].
На 01.01.2018 года накопленная добыча нефти составляет 3929,0 тыс.т., жидкости 18314,2 тыс.т. Степень выработки НИЗ 81,7%.
Недостижение проектных показателей наблюдается в 2014 г, 2016-2018 гг.: в 2014 г. на 29,7 тыс.т. (на 49,0%), в
2016 г. на 3,1 тыс.т (на 6,4%), %), в 2017 г на 1,8 тыс.т (на 4,0%), %), в 2018 г. на 5,9 тыс.т (на 12,4%). Превышение проектных показателей наблюдается в 2015 г, фактическая добыча нефти превышала проектную на 2,0 тыс.т, (на 6,2%).
Консорциум « Н е д р а »