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 Q=(-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 Цн=(-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 Нпр=(-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.
Целью данной работы является анализ эффективности производства ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения в границах СНГДУ-2. Для выполнения данной задачи необходимо рассматривать месторождение с разных сторон.
В связи с этим в работе представлена геологическая характеристика месторождения, дающая представление о его строении и нефтеносности.
При анализе разработки месторождения были рассмотрены принципы разработки, способы эксплуатации, технологические показатели, мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.
Состояние разработки, рассматриваемого объекта, находится на стадии снижающейся добычи нефти и роста обводненности. На фоне этого неоправданным является факт, разбалансирования системы разработки данного объекта. Фактическая плотность сетки скважин в 2-3 раза ниже реализованной. Недостаточно активна система воздействия на пласты, особенно в зонах низкопродуктивных коллекторов, где как показал анализ выработки запасов, сосредоточены остаточные запасы нефти данной залежи. Тем не менее, производство ГРП и работа с фондом скважин позволили не только приостановить падение, но и стабилизировать добычу нефти на уровне до 0,42 млн.т. в год по объекту АВ11-2.
Так же описаны критерии выбора скважин и изложена технология проведения обработки. В заключении сделан анализ эффективности ГРП с точки зрения прироста дебита, снижения обводненности и увеличения добычи нефти.
Эффект от ГРП стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 20-30 т/сут. и продолжительность его не ограничивается рассматриваемым периодом. Основной объем скважин, стимулированных ГРП, находится в зонах трудноизвлекаемых запасов нефти -73% от общего количества. Анализ показал, что эффективность работ по ГРП в целом связана с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время, как в ПК и СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку дополнительных запасов нефти путем подключения продуктивных пропластков. По оценке проведенного анализа прирост подвижных запасов за счет улучшения характеристики вытеснения при массовом производстве ГРП в условиях ПК и СПК достигает 39%. Результаты проведения ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных пластов позволяют обоснованно рассчитывать на экономически эффективную эксплуатацию скважин, вскрывающих нефтенасыщенную мощность пласта 2-4 м.
Надо отметить, что для обеспечения эффективной эксплуатации скважин с ГРП, необходимо создать благоприятные условия работы залежи путем развития в зонах ГРП системы заводнения.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Проект разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП, ВНИИ, 1981 г.
2. Проект разработки Самотлорского месторождения. Геологическое строение продуктивных горизонтов. СибНИИНП, 1991 г.
3. Отчет о работе скважин за 2009год
4. Проблемы разработки Самотлорского месторождения СибНИИНП, 1995 г.
5. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998, 40с.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова, М., Недра, 1983, 455с.
7. Амиров А.Д., Овнатанов С.М., Яшин А.С. «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин», М. Недра, 1975г
8. И.В.Шпуров, А.В.Ротбергер, М.Ю. Горячева, С.А.Стариков, С.В.Абатуров. Критерии применения перфорационных систем DYNAWELL в различных геологических условиях// Нефть и газ 2002/3
9. Анализ проведенных ГРП по СНГДУ-2 за 2009 год
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 634; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!