4. Индекс доходности рассчитан по формуле 4.1.
(4.2.)
5. Срок окупаемости Ток инвестиций методом дисконтирования определяется выражением 4.3.
Ток = 
(4.3.)
.
6. Рассчитаю ВНД проекта методом итерации, т.е. подберу норму дисконта Е так, чтобы индекс ЧДД был равен 0, за 5 лет. ВНД рассчитываю по формуле 4.4.
Табл. 4.6. Данные для расчета ВНД
| Е, % | Е1 = 28 | Е2 =29,5145 |
| ЧДД, тыс.руб. | ЧДД1 = 6000 | ЧДД2 ≈ 0 |
(4.4.)
В приложении «Э» приведены расчеты (по порядку): 1) затрат бурения и крепления скважины (сметный расчет 3.1., 3.2.); 2) расчет затрат испытания скважин на продуктивность (расчеты 4.1. и 4.2.); 3) расчет затрат на охрану окружающей среды и техническую рекультивацию земли (9.1. и 9.2.).
Вывод к главе IV
В данной главе бакалаврской работы рассчитана экономическая эффективность проекта по строительству скважины №2124С на Среднеугуском нефтяном месторождении.
Рассчитаны затраты на строительство скважины, стоимость метра проходки, затраты на монтаж и транспортировку БУ 5000/320 ЭК-БМЧ, исследование свойств пласта, строительства вахтового поселка, покупку необходимого бурового оборудования, а также использование РУС.
В принятом промежутке анализа экономической эффективности, за 5 лет, основные показатели проекта, следующие: 1) Индекс доходности 1.025; 2) Чистый дисконтированный доход 4 538 000 рублей; 3) Стоимость строительства 177 090 000 рублей; 4) Стоимость метра проходки 35 000 рублей; 5) Внутренняя норма доходности составит 29,5145%.
Следовательно, проект строительства скважины, при принятой норме доходности в 28%, является рентабельным.
Заключение
Исходя из геологических и территориальных условий Среднеугутского месторождения было принято проектное решение о строительстве горизонтальной скважины профиля J с отходом по горизонтали на 3000 м., и глубиной 2960 метров на целевой пласт ЮС ½ с целью добычи нефти.
Ожидаемый проектный дебит скважины составляет 46 м3 нефти в сутки. Исходя из этого проектом предусмотрено строительство горизонтального участка протяженностью 1500 метров по горизонту. Более того, существенная протяженность скважины по горизонту обусловлена тем, чтобы охватить большую нефтеносную площадь, тем самым увеличить продолжительность периода добычи нефти и снизить капитальные затраты на строительство скважин.
Для строительства скважины №2124С предусмотрена буровая установка БУ 5000/320 ЭК-БМЧ, 7 класса бурения, так как допускаемая нагрузка на талевую систему, с учетом запаса в 1,5 раза, составит приближённо 3200 кН.
Профиль скважины №2124С – 5-ти интервальный. Конструкция скважины включает в себя колонну кондуктор, эксплуатационную колонну и потайную колонну.
Общее время строительство скважины с учетом первичного монтажа установки и строительства вахтового поселка составит 45 дней. Из них бурение с учетом возможных осложнений при строительстве 33 дня.
Бурение секции под эксплуатационную колонну будет производится при помощи роторно-управляемой системы «PowerDrive vortexMax 675». Использование данной системы в КНБК обусловлено тем, что достигаются высокие скорости проходки и более дешевое строительство интервала по сравнению с ВЗД. Время механического бурения интервала уменьшается на 1,86 дня (41%), при условии, что РУС обеспечивает низкий риск возникновения аварий, связанных с искривлением ствола скважины, плохого выноса шлама, каверн. Экономическая эффективность использования РУС по сравнению с ВЗД оценивается в 866 тыс.руб.
Затраты на строительство скважины №2124С оценены в сумме 177 млн. руб. Стоимость метра проходки составит 35 тыс. руб/м. Индекс доходности 1.025. Период окупаемости при норме доходности в 28% составит 5 лет.
Исходя из вышеизложенного можно предположить, что предложенный проект по строительству скважины №2124С на Среднеугутском месторождении с применением PowerDrive vortexMax является рентабельным.
Список использованных литературных источников
Основная:
1. Овчинникова В.П., Технология бурения нефтяных и газовых скважин том 1.; Учебное пособие. – М.: ТюмГНГУ, 2014 – 568 с.
2. Овчинникова В.П., Технология бурения нефтяных и газовых скважин, Управление и контроль, том 2.; Учебное пособие. – М.: ТюмГНГУ, 2014 – 560 с.
3. «Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа», главный рабочий проект на строительство горизонтальных скважин Средне-Угутского месторождения (эксплуатация пласта ЮС 1/1, ЮС1/2, ЮС2 ) №220908 – 2017, 186 с.
4. Фурсов A.Я., Проект доразведки Средне-Угутского месторождения. – 2000 г.
5. Контроль и управление процессом бурения в условиях аномальных пластовых давлений/ В.A. Долгушин, A.A. Земляной, А.В. Кустышев, Д.С. Леонтьев – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 121 с.
6. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. – М.: Недра, 2011 – 679 с.
Дополнительная:
7. Расчет дебита горизонтальной скважины в условиях нелинейной фильтрации / О.Н. Шевченко (ООО СП «Волгодеминойл», Самарский ГТУ), В.И. Астафьев (Самарский ГТУ)– Горизонтальный скважины 2017 – Казань, Россия, 15-19 мая 2017 г.
8. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» с изм., на 2020 г.
9. Петухов C.B., Бутаков C.B., Радюшин B.B., Расчет заземляющего устройства: Указания к выполнению контрольных работ: Архангельск: Северный федеральный университет им. М.В. Ломоносова, 2011 – 22 с.
Интернет-ресурсы:
10. http://www.uspto.gov/
11. http://www.epo.org/
12. http://www.minfin.gov.ru
13. http://www.fips.ru
14. http://www.slb.ru
Научные журналы:
16. «JPT» (Журнал нефтяных технологий) до 2021 г.
17. «PROНЕФТЬ. ПРОФЕССИОНАЛЬНО О НЕФТИ.» до 2021 г.
18. «Сибирская нефть» до 2021 г.