Формирование издержек производства

 

Сокращение затрат на ремонт и содержание основных средств, повышение эффективности использования основных фондов нефтегазодобывающих предприятий достигается следующими путями

1. Увеличение времени полезной работы основных фондов (экстенсивные резервы) ;
2. Увеличение производительности использования основных фондов в  единицу  времени  (интенсивные  резервы), т. е. повышение интенсивности  использования скважин, пластов  и  месторождения в целом.

Для многопластовых месторождений  с целью сокращения капитальных  вложений на бурение скважин (отдельной  сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов путем дострела новых пластов на существующих скважинах. При этом, как правило, не удается достигнуть заданного коэффициента извлечения нефти (КИН) и суммы потенциальных возможностей каждого из эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше (на 20-40%).   

Внедрение данной технологии позволит

- увеличить: коэффициент извлечения нефти; добычу нефти; срок рентабельной эксплуатации скважин; коэффициент использования скважинного оборудования;

- уменьшить: бездействующий (простаивающий) фонд скважин; себестоимость добычи нефти.

На многопластовых месторождениях в отличие, от традиционной схемы "снизу-вверх" с помощью технологии ОРРНЭО можно проводить эксплуатацию объектов по индивидуальной наиболее рентабельной схеме. При этом в начальный период эксплуатации обеспечивается фонтанирование скважины, используя энергию пласта и дополнительную энергию газовых залежей, а в поздний период, при механизированном способе, последовательность разработки объектов выбирается с учетом их продуктивности и обводненности.  Скважины, законченные в нескольких продуктивных пластах изолируют их друг от друга при помощи пакеров.

 

Таблица 4.1.

Исходные данные внедрения  установки ОРЭ двух пластов скважины №11006

Инвестиции	Ед изм.		норма амор
М 1 Х	тыс.руб.	135,80	92,3
Станция СУ СКАД	тыс.руб.	179,90	9,09
Манометр	тыс.руб.	5,66	25
Насос 25-175-ТНМ-14-4-2	тыс.руб.	26,00	16,67
Счетчик СКЖ-30-40М2-1	тыс.руб.	0,00	16,67
Комплект ОРЭ 2-х объектов	тыс.руб.	33,83	100
Трубы НКТ 60Х5	тыс.руб.	371,89	25
Штанга насосная	тыс.руб.	0,00	25
	тыс.руб.		92,31
Всего	тыс.руб.	753
Единовременные затраты
СМР	тыс.руб.	300
исследования, ПРС	тыс.руб.	179,31
Всего	тыс.руб.	479,31
затраты на исследования (динамометрирование, Ндин-8 раз/год)	тыс.руб.	5
коэффициент падения  добычи	д.е	0,66
переменная часть в  стоимости ПРС	доля	0,42
дебит нефти базовый	т/сут	4,70
дебит нефти новый 2008 г	т/сут	7,70
коэффициент эксплуатации базовый	д.е	0,826
коэффициент эксплуатации новый	д.е	0,821
МРП скважин     базовый	сут	1180
МРП скважин     новый	сут	1120
Средняя стоимость 1 ПРС	тыс.руб	951
Средняя продолжительность 1 ПРС базовый	час	370
Средняя продолжительность 1 ПРС новый	час	243
Цена нефти за 2008г	руб/тн	4819,2
НДПИ за 2008г	руб/тн	1843,6
переменные расходы  за 2008г	руб/тн	160,0

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.2.

Расчет экономической  эффективности от внедрения установки  ОРЭ двух пластов

 

		2008	2009
		1	2
Наименование показателей	Ед.изм.	1 год	2 год
1.Инвестиционная деятельность	тыс.руб.	719
- пакер	тыс.руб.	135,80
- Станция СУ СКАД	тыс.руб.	179,90
- манометр	тыс.руб.	5,66
- Насос 20-150 RHBC14-4	тыс.руб.	26,00
- счетчик СКЖ-30-40М2-1	тыс.руб.	0,00
- трубы НКТ 60Х5	тыс.руб.	371,89
- штанга насосная	тыс.руб.	0,00
- якорь параллельный  ОРЭ	тыс.руб.	0,00
2.Операционная деятельность
изменение добычи  ОРЭ (п/п.1)	тонн	48,5	590,3
изменение недоборов нефти по причине ПРС после внедрения ОРЭ (п/п.2)	тонн	3,0	3,0
общее изменение  добычи после внедрения ОРЭ  (п/п.3)	тонн	46	587
изменение выручки  (п/п.4)	тыс.руб.	219	2831
измение затрат  на добычу нефти (п/п.5)	тыс.руб.	91	1177
- изменение переменных расходов (п/п.5.1)	тыс.руб.	7	94
- изменение НДПИ (п/п.5.2)	тыс.руб.	84	1083
измение эксплуатационных  затрат (п/п.6)	тыс.руб.	486	12
- изменение затрат  по причине ПРС после внедрения  ОРЭ (п/п.6.1)	тыс.руб.	7	7
- единовременные  затраты на исследование, СМР, ПРС и затраты на исследование (п/п.6.2)	тыс.руб.	479	5
амортизационные отчисления (п/п.7)	тыс.руб.	94,39	94,39
- арматура устьевая  ОРЭ                   (25%)	тыс.руб.
- манометр                                           (25%)	тыс.руб.	1,42	1,42
- счетчик СКЖ-30-40М2-1                   (16,67%)	тыс.руб.	0,00	0,00
- трубы НКТ 60Х5                                  (25%)	тыс.руб.	92,97	92,97
- штанга насосная                                 (25%)	тыс.руб.	0,00	0,00
- якорь параллельный ОРЭ                  (92,3%)	тыс.руб.	0,00	0,00
Общая прибыль	тыс.руб.	-452	1 548
Остаточная стоимость  ОФ	тыс.руб.
на начало года	тыс.руб.	719	625
на конец года	тыс.руб.	625	530
Налог на имущество (п/п.8)	тыс.руб.	15	13
Балансовая прибыль (п/п.9)	тыс.руб.	-467	1 535
Налог на прибыль (п/п.10)	тыс.руб.	-112	368
Чистая прибыль (п/п.11)	тыс.руб.	-355	1 167
3.Финансовая деятельность
кап.вложения	тыс.руб.	-719	0
поток наличности	тыс.руб.	-260	1 261
в т.ч.: амортизационные отчисления	тыс.руб.	94	94
"Экономическая прибыль"  дисконтированная	тыс.руб.	-980	1 126
ЧДД	тыс.руб.	-980	146
ЧДД за 10 лет	тыс.руб.	1 697
Притоки	тыс.руб.	219	2 831
то же дисконтированные	тыс.руб.	219	2 527
Оттоки	тыс.руб.	1 199	1 570
то же дисконтированные	тыс.руб.	1 199	1 401
Индекс доходности затрат	д.е.	1,37
срок окупаемости	год	2 года

 

На 01.01.2008 г. в  НГДУ "Ямашнефть" работают 16 бригад ПРС, 2  свабные установки и геофизический подъемник ПКС-5.

За 2007 год  выполнено 657 ремонтов скважин, из них: 531 на нефтяном фонде, 58 на нагнетательном фонде, 68 на скважинах других категорий.

Сравнительный анализ показателей  по ЦПРС за 2006-2007 годы:

 

Показатели		"Ямашнефть"		+,-"ЯН"		"Татнефть"		+,-"ТН"
			2006 г.			2007 г.				2007 г.
Отремонтировано скважин,		701	657	-44		10824
в т.ч. на: нефтяных скважин		581	531	-50		8551
нагнетательных  скв.		73	58	-15		1082
других скважин		47	68	+21		651
Средняя продолжительность  текущего ремонта, час		89,84	87,4	-2,44		81,43		5,97
Средняя стоимость 1 ремонта, т.р		409	382,35	-26,65		327,15		55,2
Выработка на вахту		21,9	20,53	-1,37		27,78		-7,25
Коэффициент сменности		1,48	1,48	0		2,09		-0,61
Потери нефти  ОПРС+ПРС, т		12246	11104	-1142		223440
Среднесуточный  простой скважин в ОПРС, в % к действ, фонду		0,49	0,36	-0,13		0,57		-0,21
Количество преждевременных  ремонтов на 100 скважин действующего нефтяного фонда		4,80	4,24	-0,56		5,49		-1,25
Количество  часторемонтируемых
скважин на 1000 скважин действующего нефтяного фонда	3,84		6,96		+3,12		4,2		+2,76
МРП нефтяных скважин	1311		1314		-3		873		+441

Таблица 4.3

 

По НГДУ "Ямашнефть" в 2007 году произвели 653 подземных ремонта  скважин, что на 44 ремонта скважин меньше чем в 2006 году. При этом среднесуточный простой скважин в ОПРС, в % к действующему фонду, снизился и составил по НГДУ "Ямашнефть" в 2007 году - 0,36; 2006 г. - 0,49 - это 1 показатель по ОАО "Татнефть". Потери нефти от ОПРС и ПРС действующего фонда составили 11104 т в 2007 году, что на 1142 тонны меньше чем в 2006 году - это лучший показатель по ОАО "Татнефть". Количество преждевременных ремонтов незначительно снизилось с 4,8 до 4,24 скв. на 100 скважин. Это 3-й показатель по ОАО "Татнефть". МРП скважин незначительно увеличилось с 1311 суток в 2006 г. до 1314 суток в 2007 г., что выше среднего по ОАО "Татнефть" на 441 сутки. По этому показателю на протяжении нескольких лет НГДУ "Ямашнефть" является лидером по ОАО "Татнефть".

В 2007 году снизилась  стоимость подземного ремонта скважин  с 498,1 тыс.рублей до 382,4 тыс.рублей.

 

В НГДУ "Ямашнефть" мероприятия по совершенствованию разработки месторождений и повышению коэффициента извлечения нефти позволили в 2007 году дополнительно добыть 511,196 тыс.т нефти.

Совершенствование и регулирование разработки проводилось  в следующих направлениях:

1. гидродинамическими методами;
2. третичными методами.

1. Гидродинамические  методы повышения нефтеотдачи представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты для обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

Мероприятия по гидродинамическому воздействию  на пласты повышают интенсивность воздействия и вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти.

В НГДУ "Ямашнефть" в качестве гидродинамических методов применяется нестационарное (циклическое) заводнение с изменением фильтрационных потоков жидкости и ввод недренируемых запасов за счет разукрупнения объектов путем бурения дополнительных скважин.

Циклическое заводнение осуществлялось в 2007 году на 9 месторождениях из 9 разрабатываемых с заводнением. За счет данного метода с начала внедрения дополнительно добыто 3057,867 тыс.т нефти, в том числе 236,605 тыс.т в 2007 году.

Применение  циклического заводнения снижает темпы  падения добычи нефти, а также темпы роста обводнения.

2. Третичные  методы

Третичные методы повышения  нефтеотдачи пластов подразделяются на:

1. Физические методы, которые применяются с целью увеличения выработки 
   нефти из застойных и тупиковых зон, увеличения подвижности нефти путем воздей 
   ствия на ее структуру.
2. Химические методы, которые применяются для увеличения коэффициента 
   вытеснения нефти, охвата пластов заводнением или увеличения зоны дренирования.
3. Комплексные методы сочетают физические, химические и тепловые методы.

Планирование третичных  методов повышения нефтеотдачи  пластов осуществляется согласно "Положению о порядке формирования, исполнения и мониторинга инвестиционной программы ОАО "Татнефть". На 2007 год была составлена инвестиционная программа по МУН с обоснованием инвестиционных условий по индексу доходности, сроку окупаемости и чистому дисконтированному доходу.

В 2007 году на Архангельском  месторождении продолжена закачка  СПС на 1 блоке тульского горизонта  и на 4 блоке верейского горизонта, а на 2 и 4 блоках тульского горизонта — закачка КПС согласно "Программы опытно-промышленных работ по технологии регулирования заводнения неоднородных пластов сшитыми и капсу-лированными полимерными системами (СПС, КПС) с установки "Кет-Тгоп".

В 2007 году накопленная дополнительная добыча нефти от закачки СПС и КПС с установки "Кет-Тгоп" составила 35,257 тыс.тонн, в том числе за 2007 год -11,284 тыс.т, в том числе по участкам:

• уч-1 (блок 1 тульского горизонта) -         3,639 тыс.т;
• уч-2 (блок 2 тульского горизонта) -         3,018 тыс.т;
• уч-3 (блок 4 тульского горизонта) -         3,687 тыс.т;
• уч-4 (блок 4 верейского горизонта) -         0,940 тыс.т.

В 2007 году продолжено применение метода повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые пласты с применением комплексного химико-депрессионного воздействия и использованием композиции СНПХ-9030 (КХДВ-СНПХ-9030).

Технология заключается  в комплексной обработке призабойной  зоны пласта скважины, сочетающей физико-химические и управляемые циклические депрессион-ные воздействия, глубина и степень которых позволяют достичь необходимой гидродинамической сообщаемости скважины с пластом. Применение данного метода продолжили в 2007 году на Ерсубайкинском, Березовском, Архангельском, Ямашинском и Екатериновском месторождениях. Накопленная дополнительная добыча нефти от метода СНПХ-9030 составила 11,667 тыс.тонн.