Консультации в примерах Консультации в примерах
(щелкайте по разделам, представленным ниже)

• Геология и геофизика (в разработке)

• Строительство скважин (в разработке)

• Разработка месторождений

    1. Вопрос: Могут ли образовываться газовые гидраты в нефтяных скважинах и наземном оборудовании? Если да, то каковы условия их образования?

          Ответ: Газовые гидраты – это кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях. Газовые гидраты еще называют «клатратами», поскольку молекулярная решетка (каркас) воды оказывается заполненной молекулами природных газов. Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан) образуют гидраты, которые существуют при определённых термобарических условиях. Например, на газовых месторождениях Западной Сибири температура и давление гидратообразования составляет 0-1 градус по Цельсию и 70-100 атм. Группа углеводородных компонентов С5+высшие не способны образовать с водой газогидратные соединения, поскольку их молекулы не помещаются в молекулярную решетку воды.

      При добыче нефти газовые гидраты могут образовываться в стволах нефтяных скважин, внутрипромысловых и магистральных нефтепроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с образованием гидратов обычно вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока добываемой продукции выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации. Образование газовых гидратов возможно повсеместно в системе «пласт-скважина-наземное оборудование», особенно в нефтегазоконденсатных залежах, что может вылиться в дополнительное вложение средств в будущем.

      В целях предупреждения гидратообразования наиболее эффективным считается газоосушка - очистка добываемой продукции от паров воды. Также используются многоступенчатое редуцирование и многоступенчатая сепарация углеводородной продукции с индивидуальной обвязкой скважин перед подготовкой к дальнейшему транспорту. Система обустройства нефтяного промысла должна быть дополнена комбинированными дроссельными установками низкотемпературной сепарации. Проект обустройства должен выполняться с учетом трех факторов: давление, расход и температура потока углеводородной продукции. Неучёт такого особенно важного параметра, как температура потока в различных звеньях системы обустройства нефтяного промысла, определяющая фазовые переходы в течение всего периода разработки месторождения, может привести к серьезным недостаткам в системе подготовки и транспорта нефти.

    2. Вопрос: Почему в газовых скважинах накапливается жидкость на забоях скважин и как от нее избавиться?

          Ответ: Практически в любой газовой скважине рано или поздно возникает феномен гидравлической нагрузки и, следовательно, это только вопрос времени! У большинства из этих скважин возможность их переоборудования или интенсификации притока может быть ограничена.

      Гидравлическая нагрузка случается тогда, когда скорость газа в скважине более недостаточна для вывода флюида на поверхность. Эти флюиды опускаются обратно и удерживаются в стволе скважины и/или скапливаются на ее забое. Вследствие этого дополнительного напора увеличивается динамическое забойное давление, снижается депрессия на пласт, а значит, и газодобыча. Зачастую газ просто пузырями поднимается по статичному столбу жидкости на очень низкой скорости.

      Скорость газа, при которой происходит возникновение данного феномена, называется критической скоростью и, главным образом, зависит от внутреннего диаметра НКТ и динамического давления НКТ.

      Большой размер НКТ, обуславливающий более низкую скорость движения газа, будет характеризоваться более высокими критическими скоростями, чем более узкие НКТ.

      Увеличение динамических давлений НКТ также приводит к снижению скорости газа и к увеличению критических скоростей.

      Снижение динамического забойного давления с помощью дожимного компрессора является реальной перспективой для многих месторождений.

      При отсутствии механических проблем в скважине, для быстрой оценки скважины на вероятность образования водяного столба на забое используются кривые критических скоростей.

      Неоднократный ЭМК каротаж скважин всегда подтверждает относительную точность оценки этих критических скоростей.

      Избавиться от проблемы образования гидравлических блокад на забоях скважины можно механическим, либо химическим методом. К механическим методам относится периодический спуск глубинных насосов и откачка жидкости с их помощью. К химическим методам относится система пенного лифта, заключающаяся в закачке ПАВ/пенообразователя в скважину. Подача ПАВ может быть разовой или при постоянном дозировании. Этот ПАВ при смешении с водой и газом образует пену, которая без проблем выводится из скважины, удаляя тем самым потенциально опасную воду.

      Тщательно разработанная программа удаления жидкости с забоев скважин позволяет непрерывно удалять жидкость из скважины, снижать гидродинамическое пластовое давление, увеличивать депрессию и даёт скважине возможность работать с большими дебитами газа.

    3. Вопрос: Какие документы регламентируют требования к качеству построения трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти и газа при составлении и экспертном рассмотрении проектных документов?

          Ответ: Цифровые геолого-гидродинамические модели месторождений нефти и газа должны удовлетворять двум уровням требований: требованиям нефтяных компаний-операторов и требованиям ЦКР Роснедра по УВС. Требования нефтяных компаний выдвигаются при (текущем) анализе разработки, при проектировании, при выборе скважин к ГТМ и прогнозе эффективности ГТМ. Требования ЦКР Роснедра по УВС выдвигаются при анализе разработки и при проектировании. Требования нефтяных компаний и ЦКР Роснедра по УВС к качеству трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей имеют определенные различия, но в целом очень близки. Главное требование – это обеспечение надежного прогноза показателей разработки на основе адекватного учета особенностей геологического строения месторождения.

      Существуют следующие основные документы, регламентирующие требования нефтяных компаний к качеству построения трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей:

      1. Требование РД 153-39.0-047-00 и дополнения к РД 153-39.0-047-00 (протокол ЦКР №3677 от 15.06.2006 г., М.: 2006 г.);

      2. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 г. т. I, II;

      3. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, Москва 2007 г. (приложение к приказу МПР России от 21.03.2007 г. № 61);

      4. «Технический стандарт по оформлению и передаче геологических и гидродинамических моделей», ТНК-ВР, 2012 г.;

      5. А также временный регламент ЦКР Роснедра по оценке качества трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей нефтяных месторождений 2012 г.

    4. Передовой опыт. Проблема: Неудачное проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), направленных на снижение обводненности скважинной продукции. Скважина находилась в бездействии в течение полутора лет по причине того, что обводненность скважинной продукции составляла 99%, при дебете скважины 30-33 м3/сут. Проведенные на скважине геофизические исследования и количество отобранных запасов указывали на то, что потенциал у скважины еще есть. Подземные геофизические исследования показали небольшой переток из интервала, находящегося ниже эксплуатируемого, что и вызывало обводнение всей продукции. Исходя из поставленных данных был предложен план работ. Текущий рабочий интервал перфорации был временно блокирован блок пачкой - вязкой инвертной эмульсией. Были созданы спецотверстия в эксплуатационной колонне в интервале, откуда поступала вода, он находился на 6 м ниже текущего эксплуатируемого интервала. Закачали 10 м3 осадкообразующего состава и докрепили его 1 м3 микроцементного раствора. Ремонт произведен согласно плану работ, никаких отступлений не было. Однако в процессе освоения дебит воды резко увеличился, относительно первоначального. Следов нефти не отмечалось. Такой эффект от РИР был не ясен.

          Решение: На техническом совещании на основании нашего анализа предположили, что причиной обводнения скважины явился не заколонный переток, а конус обводненности. И что 10 м3 не хватило для изоляции водоносного горизонта. Дальнейший план действий разрабатывался на основании предположения о том, что основной причиной обводнения является конус обводненности. Было предложено закачать максимальное количество селективного гелеобразующего реагента и докрепить максимально возможным количеством микроцемента. В итоге закачали 60 м3 селективного реагента, при максимальном давлении 150 атм., с последующим докреплением 3 м3 водного микроцемента до получения технологического «Стопа». На последнем этапе ремонта была выполнена реперфорация продуктивного горизонта с дальнейшим освоением. Через двое суток скважина вышла на режим. Дебит составил 24-26 м3. Обводненность упала с 99% до 40-44%. По истечении года обводненность продукции скважины возросла до 50% при том же дебите. Проведенный РИР был оценен как успешный, с учетом двух подходов.

    5. Вопрос: По скважине после смены установки электро-центробежного насоса (УЭЦН) потерян весь дебит (с 250м3/с до 5м3/с) жидкости. Провели ряд мероприятий по интенсификации притока: прострелочно-взрывные работы (ПВР), очистка призабойной зоны (ОПЗ), очистка забоя - все безрезультатно. Скважина нефедобывающая, периодически, после смены насоса, стала проявлять газом. Может ли быть причиной потери дебита жидкости прорыв газа из вышележащих пластов?

          Ответ: Описание проблемы достаточно короткое, поэтому дать однозначный ответ на данный вопрос тяжело.

      Во-первых, необходимо поднимать всю документацию по скважине и акты проведенных на ней операций с указанием всех реагентов и технологических жидкостей, которые использовались для того, чтобы понять, почему упал дебит жидкости. Возможно при глушении закольматировали призабойную зону пласта. Причин кольматации может быть очень много, тут и фильтратные корки и эмульсии, и осадки из-за несовместимых вод, и изменение смачиваемости породы и т.д.

      Возможно, скважина старая, следовательно, продуктивный пласт в призабойной зоне может быть размыт, то есть от времени образовалась пустота. В связи с этим кровля пласта могла быть разрушена и, как результат, в зоне перфорации образовалась непроницаемая глинистая корка. Для того чтобы утвердиться с этим вариантом, необходимо сравнить приемистость до смены ЭЦН и после. Если вариант с образованием глинистой корки имеет место быть, тогда необходимо проводить кислотную обработку для удаления этой корки до появления сообщаемости с продуктивным пластом. Далее должно быть произведено восстановление цементного кольца в продуктивной зоне с последующей реперфорацией.

      Если говорить про поступление газа из вышележащих газонасыщенных интервалов – да, это возможно. Можно порекомендовать вам исследовать пробу этого газа на хроматографе - это точно помогло бы установить источник газа (газонасыщенный интервал или растворенный в нефти газ). Для скважин с длительной эксплуатацией такой вариант кажется более вероятным. Например, если она уже лет 8 или более добывает нефть, вероятно, пластовое давление в нефтяном пласте снижено. При этом пластовое давление вышележащего газонасыщенного интервала (или газовой шапки) может быть бОльшим. Следовательно, если при капремонте в крепи скважины образовались трещины, газ по ним мог спуститься вниз, передавить нефть. Если же проба точно покажет, что этот газ выделяется из нефти, то причина связана исключительно с УЭЦН. Вплоть до того, что насос подвесили на меньшую глубину, чем глубина подвеса предыдущего насоса.

      Вообще при прорыве газа газ появляется стабильно и быстро.

      Для более точного понимания проблемы с данной скважиной необходимо провести гидродинамические исследования скважины (ГДИС), оценить динамику и параметры работы скважины до смены УЭЦН.

    6. Вопрос: Скважина заглушена перед проведением операции по капитальному ремонту скважины (КРС). В процессе ремонта была определена приемистость скважины (на той же жидкости, на которой глушили). При определении приемистости закачали определенный объем жидкости до стабилизации давления (до 10МПа), зафиксировали значение приемистости. Затем начали стравливать давление, и скважина отдала ровно столько же жидкости, сколько в нее закачали в процессе определения приемистости (или немного меньше). С чем связана такая разрядка?

          Ответ: При глушении произошло насыщение пласта водой, уравняв давления пласта и скважины с водой. Затем определялась приемистость при 100 атм, т.е. было создано дополнительное давление на пласт и задавили туда определенный объем жидкости, при этом в пласте (в прискважинной зоне) создалось избыточное давление. Поскольку пласт сам по себе не поглощает, т.е. при глушении не было потери объема воды, то скважина отдала тот избыток воды, который был закачан.

    7. Вопрос: Необходима ли реперфорация после проведения ремонтноизоляционных работ (РИР) с использованием безводных тампонажных растворов на углеводородной основе (аналог дизельцемента, нефтецемента)?

          Ответ: Если скважина переведена на безводную нефть, реперфорация продуктивного пласта после проведения РИР с использованием безводных тампонажных растворов на углеводородной основе не нужна, если не было никаких отступлений от плана работ, и технологическая вода не попала в скважину в процессе освоения.

    8. Вопрос: С чем связана сложность ликвидации конуса обводненности (КО)?

          Ответ: Для ответа на этот вопрос необходимо определиться с основными причинами возникновения КО:

      1. Подъем водонефтяного контакта;

      2. Форсированный отбор жидкости;

      3. Отсутствие надежного разобщения пластов.

      Для успешной ликвидации КО, необходимо достоверное подтверждение самого наличия КО, потому как он, зачастую, идентифицируется как заколонный переток из нижележащего пласта. Затем следует обоснование причин проявления конуса. Все это можно сделать при помощи специализированных методов анализа по кривым добычи нефти и воды. Далее - подбирается технология ликвидации КО исходя из причин его возникновения:

      1. Ликвидация обводнившихся пропластков;

      2. Проведение через спецотверстия выше или ниже продуктивного пласта ремонтноизоляционных работ (РИР) с большеобъемной закачкой тампонирующего реагента с докреплением цементом + снижение объемов отбора нефти.

      3. Восстановление цементного камня за колонной.

• Нефтепромысловая химия

    1. Вопрос: При подготовке к ГРП было выявлено, что pH воды, требуемый для приготовления жидкости ГРП, ниже разрешенного 5,5 и составляет 4,6. Возможности поменять воду нет. Каким образом можно решить данную проблему?

          Ответ: Для того чтобы повысить pH воды до требуемого уровня, нужно добавить определенное количество какого-либо щелочного агента, например, гидроксида натрия или калия.

      1. Определяем концентрацию ионов водорода в исходной воде pH = 4,6 = -lgC(H+) = -lg10^-4,6 (концентрация ионов водорода в растворе составляет 10^-4,6 моль/л)

      2. Необходимо посчитать, какова должна быть концентрация ионов водорода в растворе с pH = 5,5, следовательно, C(H+) = 10^-5,5 моль/л

      разница между тем, что есть, и тем, что должно быть, составляет 10^-4,6 - 10^-5,5 = 2,2*10^-5 моль/л (т.е. это то количество ионов водорода, которое должно быть скомпенсировано ионами гидроксила из гидроксида натрия по реакции NaOH + H+ = Na+ + H2O, т.е. для компенсации 1 моля ионов водорода требуется 1 моль гидроксида натрия).

      3. Рассчитываем количество гидроксида натрия, которое необходимо добавить для поднятия pH до требуемого уровня.

      1 г гидроксида натрия содержит 0,025 моль этого вещества (количество вещества в молях = масса / молярная масса (для гидроксида натрия мм = 40 г/моль)), следовательно, 2,2*10^-5 моль содержатся в 88*10^-5 г этого вещества.

      В результате, после добавления 88*10^-5 г гидроксида натрия на 1 л воды (или 0,88 г/м3), мы поднимем pH раствора с фактического - 4,6 до требуемого - 5,5.

      Кроме того, необходимо учитывать содержание в воде ионов Ca и Mg, которые будут забирать на себя часть гидроксил-ионов из гидроксида натрия, тем самым не давая pH повыситься до необходимого уровня. Расчет количества гидроксида натрия расходующегося на реакцию с ионами Ca и Mg производится в соответствии со стехиометрическими уравнениями соответствующих реакций.

    2. Вопрос: Не получается изолировать водонасыщенный пропласток при кислотных обработках. Постановка цементного моста признана нецелесообразной. Для кислотных обработок пробовали применять стандартные отклонители, содержащие твердые вещества, на основе бензойной кислоты и каменной соли. Что посоветуете в данной ситуации?

          Ответ: При кислотных обработках кислотные растворы в первую очередь фильтруются в зоны с высокой проницаемостью, которые, как правило, являются высокообводненными.

      В случае обработки пласта, содержащего водонасыщенные зоны, можно применять как неселективные, так и селективные отклоняющие агенты.

      К неселективным отклоняющим агентам могут быть отнесены, например, сшитые полисахаридные гели, эмульсии и пенные системы, обладающие высокой вязкостью. Недостатком неселективных отклоняющих агентов является то, что они хоть и попадают в большей степени в высокопроницаемые (водонасыщенные) пропрастки, но также попадают и в другие зоны продуктивного пласта, снижая эффект от обработки.

      К селективным агентам могут быть отнесены, например, специальные вязкоупругие поверхностноактивные вещества (ВУПАВ), различные гели, золи, которые в водяном пропластке способны набирать высокую вязкость и, впоследствии, отклонять поток кислоты в нефтенасыщенную целевую зону. При закачке в пласт селективные агенты будут, как и в случае с неселективными агентами, попадать во все зоны пласта, однако, в нефтяных зонах они не будут набирать вязкость, тем самым, не будут снижать проникающую способность кислоты.

    3. Вопрос: Определение каких химических соединений и веществ наиболее критично при тестировании воды, предназначенной для приготовления полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта (ГРП)?

          Ответ: 1. Бикарбонаты. Тест на бикарбонаты делается для определения содержания бикарбонатов в воде. Они могут быть не только бикарбонатами кальция-магния, а кальций-магний не обязательно присутствуют в растворе в виде бикарбонатных солей. Высокие концентрации бикарбонатов препятствуют гидратации геля. Считается, что бикарбонаты в концентрациях выше 400-600 мг/л уменьшают скорость гидратации геля.

      2. Соли жесткости. Соли жесткости – это растворенные в воде соли щелочноземельных металлов, в основном, кальция и магния. Высокое их содержание (100-200 мг/л) влияет на стабильность сшитого геля (хотя влияет только при высоких рН, больше 9-9.5). При нагревании в пласте при большом содержании в воде оных ионов они будут вываливаться в виде гидроксидов и забирать на себя большую часть гидроксид-ионов, таким образом уменьшая рН геля.

      3. Железо. Ионы железа в высокой концентрации (10-20 мг/л) опять же влияют на стабильность сшитого геля. Трёхвалентное железо способно подшивать молекулы гуара, но подшивает его очень слабыми связями, и так как вязкость жидкости определяется прочностью наименее прочного участка, то большое количество ионов трёхвалентного железа может изрядно снизить вязкость рабочей жидкости. Наибольшей опасностью, обусловленной ионами двухвалентного железа, является инициирование радикальных реакций в молекулах полисахаридов, приводящих к их разрушению. Данный факт негативно сказывается на гидратации геля, на его сшивке и на вязкостных характеристиках как линейного, так и сшитого геля.

      4. Хлориды. Хлориды влияют в основном на гидратацию геля. При большом их количестве, молекулы полисахаридного геля сворачиваются в плотные глобулы ввиду высокой ионной силы раствора. Глобулы гораздо менее эффективно взаимодействуют друг с другом, чем распущенные полимерные молекулы (ввиду меньшей площади соприкосновения), соответственно вязкость геля снижается. Кроме того, сам гель плохо сшивается в таких растворах. Допустимая концентрация по хлоридам составляет 10000 мг/л.

    4. Вопрос: Как оценить вероятность выпадения парафинов из нефти?

          Ответ: Определить физико-химические характеристики нефти (температуру застывания, групповой химический состав), если температура застывания высокая и достаточно высокое содержание высокоплавких парафинов (> 4%), то вероятность выпадения парафинов высока.

    5. Вопрос: Проблема с идентификацией привезенных технических жидкостей.Со склада компании на кустовую площадку были привезены бочки с моторным маслом для двигателей и с реагентом на основе многоатомных спиртов, используемым при приготовлении жидкости для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Бочки оказались идентичного цвета и без маркировки. Содержимое бочек по внешнему виду и запаху также является идентичным. Как узнать, в каких бочках моторное масло, а в каких реагент для жидкости ГРП?

          Ответ: Жидкости на основе многоатомных спиртов являются хорошо растворимыми в воде. В свою очередь машинное масло в воде не растворяется.

      Для идентификации содержимого каждой бочки необходимо взять небольшое количество жидкости из каждой бочки и смешать его с водой в прозрачном стакане. В случае для жидкости на основе многоатомного спирта произойдет ее полное растворение в воде без видимых изменений воды в стакане. В случае же попытки смешения машинного масла с водой, растворения не произойдет, а машинное масло будет плавать тонкой пленочкой или отдельными каплями на поверхности воды.

    6. Вопрос: Какие виды вязкости различают для технологических жидкостей?

          Ответ: Вязкость или внутреннее трение – это одно из явлений переноса, свойство текучих тел оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой.

      1. Кинематическая вязкость (измеряется в м2/с или Стоксах – Ст (наиболее распространенная размерность сСт: 1сСт=10-6 м2/с). Она определяется сравнением времени истечения исследуемой жидкости через стеклянный капилляр малого диаметра под действием силы тяжести со временем истечения ньютоновской жидкости с известной вязкостью (водой, минеральным маслом) через этот же капилляр. Данный метод имитирует минимальное напряжение сдвига при течении и годится для измерения однородных гомогенных жидкостей. Кинематическая вязкость в нефтегазовой отрасли, в основном, определяется для следующих жидкостей: пластовый флюид (вода, нефть) нефтепродукты, низко концентрированные растворы полимеров (полиакриламид).

      2. Одним из вариантов кинематической вязкости можно выделить Условную вязкость (секунда градус Энглера), имеющую схожий метод определения. Условная вязкость характеризует гидравлическое сопротивление раствора течению.

      3. Динамическая вязкость (измеряется в сантипуаз (сП), Па*с). Служит показателем внутреннего трения в жидкости и газе. Значения динамической вязкости могут быть получены из кинематической вязкости умножением на плотность. Наиболее часто значения динамической вязкости определяют при приложении к жидкости постоянно действующей силы – напряжения сдвига при измерении на ротационных вискозиметрах, силы тяжести или постоянного перепада давления в случае капиллярных и трубчатых вискозиметров, вискозиметров Геплера. Понятие динамической вязкости относится в большинстве случаев для ньютоновских или очень слабоструктурированных жидкостей (где вязкость не зависит от напряжения сдвига).

      4. Относительная вязкость – это отношение коэффициента динамической вязкости раствора к коэффициенту динамической вязкости чистого растворителя.

      5. Эффективная вязкость измеряется в сантипуаз (сП), Па*с. Понятие эффективной вязкости относится к жидкостям, у которых есть ярко выраженная зависимость значений вязкости от прикладываемой силы или напряжения сдвига, способа и метода измерения. Чаще всего эффективную вязкость определяют с помощью ротационных вискозиметров, при определении вязкости могут учитываться следующие параметры: прикладываемая скорость сдвига или напряжение сдвига, изменение скорости сдвига во времени, особенности ячейки измерения (геометрические размеры измерительного элемента). В нефтегазовой отрасли чаще всего эффективную вязкость определяют для технологических жидкостей - ГРП, ПНП, бурения и другие; водонефтяных эмульсий, различных суспензий. Эффективная вязкость косвенно характеризует вязкость раствора как ньютоновской жидкости.

      6. Для некоторых технологических жидкостей, чаще всего имеющих гетерогенную фазу, (например, буровые растворы, составы для цементирования скважин и другие) определяют технологические параметры, имеющие непосредственное отношение к силам внутреннего трения в системе, но не описываемые общепринятыми значениями вязкости. Такими показателями могут быть – пластическая вязкость (это та часть сопротивления течению жидкости, которая вызывается механическим трением), динамическое напряжение сдвига ДНС, статическое напряжение сдвига СНС через определенные временные интервалы. Определение этих показателей прописано в Руководящих Документах и стандартах.

    7. Вопрос: Существует проблема с выпадением парафинов при транспорте нефти. Какова последовательность действий при разработке решений по борьбе с отложениями парафинов?

          Ответ: 1. Определение физико-химических характеристик нефти и установление предполагаемых условий транспортировки нефти на данном месторождении;

      2. Проведение лабораторных испытаний с целью определения влияния различных депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложения на низкотемпературные свойства нефти данного месторождения;

      3. Проведение лабораторных исследований по оценке влияния различных депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложения на реологические характеристики нефти данного месторождения;

      4. Проведение лабораторных исследований по оценке влияния различных депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложения на количество отложений парафина, определенное методом холодного стержня;

      5. Разработка рекомендации по возможности использования депрессорных присадок и ингибиторов парафиноотложения с целью улучшения низкотемпературных свойств нефти данного месторождения и уменьшения объема выпавших парафинов при ее транспортировке.

• Экономика и управление

    1. Вопрос: Как учесть амортизационные отчисления в денежных потоках проекта разработки месторождения?

          Ответ: Согласно Методическим рекомендациям по оценке инвестиционных проектов - 2000 г. (вторая редакция) при расчёте чистого дисконтированного дохода (NРV [Net Present Value] или ЧДД) в числителе из выручки от продажи нефти (газа), выполненных работ, реализованной продукции вычитается сумма капитальных вложений, налогов и эксплуатационных затрат (производственных), то есть без амортизационных отчислений. Это связано с тем, что амортизация – процесс переноса стоимости капитальных вложений (которые с первой добытой единицей продукции становятся основными фондами при постановке на баланс) на готовую продукцию (нефть, газ попутный, газ природный, конденсат) в виде статьи (элемента) затрат. Тем самым, чтобы не было двойного учета в денежных потоках проекта, амортизационные отчисления при оценке экономической эффективности проекта вычитаются из эксплуатационных затрат.

    2. Вопрос: Каким образом следует относить затраты на проведение геолого-технических мероприятий в проекте разработки (доразработки) месторождения углеводородов – к эксплуатационным затратам или к капитальным вложениям?

          Ответ: По своей сути затраты на проведение геолого-технических мероприятий являются капитальными вложениями, однако, по действующему законодательству в Российской Федерации в целях бухгалтерского учёта относятся к эксплуатационным затратам, так как сами мероприятия проводятся уже на стадии эксплуатации месторождения. Иначе говоря, затраты на проведение геолого-технических мероприятий относятся «к капитальным вложениям в составе эксплуатационных затрат».

    3. Вопрос: Для каких практических целей можно использовать результаты расчёта эффекта операционного рычага?

          Ответ: Эффектом операционного рычага является более быстрое изменение прибыли при изменении объема производства, вызванное тем, что постоянные расходы при изменении объема производства (в определенных пределах) остаются неизменными. Следовательно, зная рост объема производства в натуральном и стоимостном выражении, изменение цен, величину и соотношение переменных и постоянных затрат, можно прогнозировать изменение прибыли и влиять на ее динамику.

      Например, при росте объема производства на Х% прибыль возросла на предприятии на Y%. При этом допускалось, что действующие производственные мощности позволяли нарастить объем производства на N%. В противном случае увеличились бы и постоянные затраты. В этом случае операционный леверидж образовался бы при более медленном увеличении постоянных затрат по сравнению с переменными.

      Экономия образуется на условно-постоянных расходах.

      Эффект операционного рычага больше в тех производствах (предприятиях), где выше доля условно-постоянных затрат. При этом сила воздействия операционного рычага (отношение результата от реализации продукции, работ, услуг после возмещения переменных затрат к прибыли от реализации продукции, работ и услуг) всегда выше в фондоемких и трудоемких производствах, а также при больших налогах и выплатах по долгосрочным и краткосрочным кредитам и займам, которые относятся на затраты. Более высокое значение этого показателя наблюдается также на предприятиях с высоким техническим уровнем, увеличивающим амортизационные отчисления.

      Предприятия с более высоким уровнем производственного левериджа рассматриваются как более рискованные, так как риск недополучения операционного дохода у них выше. Поэтому для фондоёмких производств (какими являются предприятия нефтегазовых отраслей) высокая величина силы воздействия операционного рычага представляет определенную опасность при нестабильности цен на энергоресурсы или падении платежеспособного спроса и инфляции. На этих предприятиях даже незначительное уменьшение объема производства может привести к существенному снижению дохода.

      Таким образом, результаты расчёта эффекта операционного рычага могут быть использованы как индикаторы изменений в оперативной деятельности нефтегазодобывающего предприятия.







-->