3.13. Расчет гарантированного экономического эффекта от использования «технологии строительства скважин в два этапа»

Качество строительства скважин во многом зависит от этапа заканчивания скважины. На продуктивный пласт при строительстве скважин по общепринятой технологии негативное влияние оказывают следующие факторы: первичное вскрытие пласта на буровых растворах, содержащих значительное количество твердой фазы; прокачивание большого объема цементного раствора во время цементирования эксплуатационной колонны; с целью ограничения притока агрессивных вод вышележащих горизонтов завышение плотности промывочной жидкости и как следствие забойного давления над гидростатическим проектного горизонта. Все это приводит к загрязнению продуктивного горизонта.

Предлагаемая технология строительства скважин в два этапа исключает влияние этих негативных факторов на качество вскрытия пласта, На первом этапе бурение скважины до кровли продуктивного пласта производится по общепринятой технологии долотом диаметром 215,9 мм, затем в кровлю продуктивного пласта осуществляется спуск и цементирование эксплуатационной колонны диаметром 168 мм.

На втором этапе вскрытие продуктивного пласта производится долотом диаметром 146 мм на полимерно-карбонатных растворах на равновесии или с применением специальных буровых растворов соответствующих конкретным геологическим условиям. В скважинах, где продуктивным пластом является турнейский горизонт — ствол скважины оставляется открытым; в скважинах, где продуктивный пласт — терригенный бобриковский горизонт — крепление ствола производится профильным перекрывателем ОЛКС — 145У без цементирования.

Внедрение данной технологии позволит увеличить первоначальный дебит скважин по сравнению с построенными по традиционной технологии на 15 — 30%.

Для расчета гарантированного экономического эффекта от применения рекомендуемой технологии за базу сравнения принимается существующая технология проводки скважины, бурение долотом диаметром 215,9 мм со спуском эксплуатационной колонны диаметром 168 мм до забоя.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены в таблице 3.13.

таблица 3.13.

Исходные данные и расчет экономического эффекта

п/п	Наименование показателей	Ед.изм.	В а р и а н т
			базовый		новый
	Исходные данные
1	Цель бурения		эксплуатация
2	Способ бурения		турбинно-роторный
3	Вид привода		электрический
4	Средняя продолжительность установки профильного перекрывателя	час			55,2	«ТатНИПИ нефть»
5	Стоимость профильного перекрывателя ОЛКС 145У(35м)	т.руб			112	ЗАО «Перекрыва-тель»
6	Конструкция скважины:					Групповой рабочий
6.1.	Эксплуатационная колонна d168х7.3	м	1020		985
6.2.	Профильный перекрыватель ОЛКС-145У	м			985-1020
7	Количество и типы долот используемых в бурении					Групповой рабочий проект №219.12.00
	а) 215,9ТЗ-ГАУ-R40	шт	2,0		1,5
	б) 146СЗ-ГАУ-R203	шт			0,7
8	Механическая скорость	м/час
	а) 215,9ТЗ-ГАУ-R40		12,4		12,4
	б) 146СЗ-ГАУ-R203				2,0
9	Количество СПО	раз	2		3
10	Нормативное время на 1 СПО и ПЗР	час	2,78		2,78	РД 39-0148052-547-87
11	Стоимость долот:					«Татнефтеснаб»
	а) 215,9ТЗ-ГАУ-R40	руб/шт	57500		57500
	б) 146СЗ-ГАУ-R203	руб/шт			40833
12	Стоимость обсадной колонны d168х7,3	руб/м	315,1		315,1
13	Расход материалов при бурении:					Групповой рабочий
	а) глинопорошок	т	13,4		48,3	проект №219.12.00
	б) кальцинированная сода	т	0,2		1,8
	в) КМЦ	т	0,2		1,2
	г) мел	т	18,5		0
	д) ПАА	т	0		0,4
	ж) сульфат алюминия	т	0		0,1
14	Стоимость материалов используемых при бурении:					«Татнефтеснаб»
	а) глинопорошок	руб/т	779,4
	б) кальцинированная сода	руб/т	17414,6
	в) КМЦ	руб/т	32700,0
	г) мел	руб/т	145,80
	д) ПАА	руб/т			8750,00
	ж) сульфат алюминия	руб/т			2333,00
15	Расход материалов при креплении экпл-ой колонны
	а) цемент тампонажный	т	30,6		29,4
	б) хлористый кальций	т	0,15		0,08
	в) триполифосфат натрия	т	0,18		0,18
	г) ПВС	т	0,025		0,019
	д) кальцинированная сода	т	0,049		0
	е) НТФ	т	0,001		0
	ж) вода техническая	м3	14,2		13,9
16	Стоимость материалов используемых при креплении:					«Татнефтеснаб»
	а) цемент тампонажный	руб/т	584,2
	б) хлористый кальций	руб/т	3750,0
	в) триполифосфат натрия	руб/т	17916,7
	г) ПВС	руб/т	50833,3
	д) кальцинированная сода	руб/т	17414,6
	е) НТФ	руб/т	25416,7
	ж) вода техническая	руб/м3	7,7
17	Продолжительность крепления экплуат.-ой колонны	час	182,4		154	«ТатНИПИ нефть»
18	Условно-переменная часть себестоимости доб.1т нефти	руб/т	313,8			ОАО «Татнефть»
19	Налоги и отчисления, включаемые в себестоимость продукции:
	налог на добычу полезных ископаемых ископаемых с 2002г. по 2004г.	руб/т	340*К1*К2
	Коэффициент изменения цены	%	(18-8):8
	Коэффициент изменения курса доллара	%	31,5 : 31,6
20	Коммерческие затраты при транспортировке нефти	руб/т	120,5			ОАО «Татнефть»
21	Коэффициент эксплуатации скважин	д.ед.			0,873	ОАО «Татнефть»
22	Добыча нефти	т/сутки	4,9		6,4	«ТатНИПИ нефть»
23	Продолжительсность эффекта	сутки			180,00	«ТатНИПИ нефть»
24	Средневзвешенная цена реализации нефти	руб	2318,10			ОАО «Татнефть»
25	Стоимость 1 часа экспл-ции БУ	руб	1180,00			Среднее по ОАО «ТН» за 2000г.
26	Объем внедрения всего	скв			150,00	«ТатНИПИ нефть»
27	Затраты на НИОКР	т.руб			2750,00	«ТатНИПИ нефть»
28	Ставка налога на прибыль	%			24,00
29	Добыча нефти	т		769,99			1005,70
30	Прирост добычи нефти	т					235,71
31	Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия по добыче						344,17
А	Выручка от реализации дополнительной добычи нефти	т.руб					546,40
Б	Эксплуатационные затраты на добычу доп.нефти	т.руб					73,97
В	Налог на добычу полезных ископаемых	т.руб					99,86
Г	Коммерческие затраты на транспортировку нефти	т.руб					28,40
32	Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия при бур.крепл.									дополн.затр.
А	Стоимость обсадной колонны d168х7,3	руб		321402,00			310373,50			-11028,50
В	Стоимость долот	руб		115000,00			114833,10			-166,90
Г	Затраты на материалы, применяемые при бурении	руб		23164,18			111964,60			88800,42
Д	Затраты на материалы, применяемые при креплении	руб		23922,93			21773,35			-2149,58
Е	Затраты на профильный перекрыватель	руб					112000,00			112000,00
Ж	Затраты ,зависимые от времени	руб		231594,41			218682,17			-12912,25
	а) время бурения в интервале 917-1020	час		8,31			22,98
	б) время СПО и ПЗР (917-1020)	час		5,56			8,34
З	Затраты на НИОКР	руб					18333,33			18333,33

таблица 3.14.

Расчет гарантированного экономического эффекта (для Бобриковских горизонтов )

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Технология
			Базовая	Новая
1	Прирост добычи нефти:	тн.		1001,0-770,0=231,0
	- добыча нефти	тн.	4,9*180*0,873=770,0	6,4*0,873*180=1001,0
2	Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия:	тыс. руб.		535,5-72,5-97,9-27,8=337,3
2.1	Выручка от реализации дополнительной добычи нефти	тыс. руб.		231,0*2318,1:1000=535,5
2.2	Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи нефти	тыс. руб.		231,0*313,8:1000=72,5
2.3	Налоги относимые на себестоимость продукции	тыс. руб.		97,9
	- налог на добычу полезных ископаемых	тыс. руб.		231,0*(340*((18,0-8):8)*(31,5:31,6)):1000=97,9
2.4	Коммерческие затраты на транспортировку нефти	тыс. руб.		231,0*120,5:1000=27,8
3	Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий		321,4+115,0+24,7+23,9=485,0	310,3+114,8+112,1+21,8+112,0+51,8+18,3=741,2
3.1	Стоимость обсадной колонны d 168х7,3	тыс. руб.	315,1*1020:1000=321,4	315,1*985:1000=310,3
3.2	Стоимость долот	тыс. руб.	2,0*57500:1000=115,0	(1,5*57500+0,7*40833):1000=114,8
3.3	Затраты на материалы применяемые при бурении	тыс. руб.	(13,4*779,4+0,2*17414,6+0,2*32700+18,5*145,8):1000=24,7	(48,3*779,4+1,8*17414,6+1,2*32700+0,4*8750,0+0,1*2333):1000=112,1
3.4	Затраты на материалы применяемые при креплении	тыс. руб.	(30,6*584,2+0,15*3750+0,18*17916,7+0,025*50833,3+0,049*17414,6+0,001*25416,7+14,2*7,7):1000=23,9
3.5	Затраты на профильный перекрыватель	тыс. руб.		112,0
продолжение таблицы 3.11
3.6	Затраты зависящие от времени	тыс. руб.		((154,0+55,2+23,0+8,3)-(182,4+8,3+5,6))*1180:1000=51,8
3.6.1	Время на бурение в интервале 917-1020 м.	час	(917-1020):12,4=8,3	(985-917):12,4+(1020-985):2,0=23,0
3.6.2	Время на спускоподъемные операции	час	2*2,78=5,6	3*2,78=8,3
3.7	Затраты на НИОКР	тыс. руб.		2750:150=18,3
4	Экономический эффект в расчете;
	- на 1 скважину	тыс. руб.	337,3+(485,0-741,2)=81,1
4	Налог на прибыль на 1 скважину	тыс. руб.	81,1*24:100=19,5
5	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:
	- на 1 скважину	тыс. руб.		81,1-19,5=61,6
	- на годовой объем внедрения	млн. руб.		61,6*50:1000=3,1
	- на весь объем внедрения	млн. руб.		61,6*150:1000=9,2

таблица 3.15.

Расчет гарантированного экономического эффекта (для Турнейских горизонтов)

№ п/п	Показатели	Ед.изм.	Технология
			Базовая	Новая
1.	Прирост добычи нефти:	тн.		1001,0 – 770,0 = 231,0
	- добыча нефти	тн.	4,9*180-0,873=770,0	6,4*0,873*180=1001,0
2.	Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия	тыс.руб.		535,5-73,9-97,9-27,8=337,3
2.1.	Выручка от реализации дополнительной добычи нефти	тыс.руб.		231,0*2318,1:1000=535,5
2.2.	Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи нефти	тыс.руб.		231,0*313,8:1000=72,5
2.3.	Налоги, относимые на себестоимость продукции	тыс.руб.		97,9
	- налог на добычу полезных ископаемых	тыс.руб.		231,0*(340*((18,0-8):8)* *(31,5:31,6)):1000=97,9
2.4.	Коммерческие затраты на транспортировку нефти	тыс.руб.		231,0*120,5:1000=27,8
3.	Стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия:		321,4+115,0+24,7+ +23,9=485,0	310,3+114,8+112,1+21,8- -13,4+18,3=564,0
3.1.	Стоимость обсадной колонны d168х7,3	тыс.руб.	315,1*1020:1000= =321,4	315,1*985:1000=310,3
3.2.	Стоимость долот	тыс.руб.	2,0*57500:1000=115,0	(1,5*57500+0,7*40833):1000= =114,8
3.3.	Затраты на материалы, применяемые при бурении	тыс.руб.	(13,4*779,4+0,2*17414,6+0,2**32700+18,5*145,8):1000=24,7	(48,3*779,4+1,8*17414,6+1,2*32700+0,4*8750,0+0,1*2333): :1000=112,1
3.4.	Затраты на материалы, применяемые при креплении	тыс.руб.	30,6*584,2+0,15*3750+0,18* *17916,7+0,025*50833,3+ +0,049*17414,6+0,001* *25416,7+14,2+7,7):1000=23,9	(29,4*584,2+0,08*3750+0,18* *17916,7+0,019*50833,3+ +13,9*7,7):1000=21,8
3.5.	Затраты на профильный перекрыватель	тыс.руб.
3.6.	Затраты, зависящие от времени	тыс.руб.		((154,0+23,0+8,3)-(182,4+8,3+5,6))*1180:1000= = -13,4
3.6.1.	Время на бурение в интервале 917-1020м	час.	(917-1020):12,4=8,3	(985-917):12,4+ +(1020-985):2,0=23,0
3.6.2.	Время на спуско-подъемные операции и ПЗР (917-1020 м)	час.	2*2,78=5,6	3*2,78=8,3
3.7.	Затраты на НИОКР	тыс.руб.		2750:150=18,3
4.	Экономический эффект в расчете:
	- на 1 скважину	тыс.руб.	337,3+(485,0-564,0)=258,3
4.	Налог на прибыль на 1 скважину	тыс.руб.	258,3*24:100=6,2
5.	Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:
	- на 1 скважину	тыс.руб.		258,3-62,0=196,3
	- на годовой объем внедрения	млн.руб.		196,3*50:1000=9,8
	- на весь объем внедрения	млн.руб.		196,3*150:1000=29,4