- •Введение
- •1. Геологическая часть
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Характеристика геологического строения
- •1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоносность
- •1.6 Характеристика энергетического состояния месторождения
- •2. Технико-технологическая часть
- •2.1 История проектирования и разработки месторождения
- •2.2 Текущее состояние разработки нефтегазового месторождения «Кумколь»
- •2.3 Объемы добычи нефти и газа
- •2.4 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь
- •2.5 Требования и рекомендации к системе ппд, качеству воды, используемой для заводнения
- •2.6 Требования и рекомендации к системе сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Кумколь
- •2.7 Исследования скважин и пластов
- •2.7.1 Методика проведения полевых работ
- •3. Специальная часть
- •3.1Увеличение производительности скважины с применением гидравлического разрыва пласта
- •3.1.1 Цель гидравлического разрыва
- •3.1.2 Нарушение проницаемости продуктивного пласта
- •3.1.3 Жидкости разрыва
- •3.1.4 Проппанты и расклинивание трещин разрыва
- •3.1.5 Типы проппантов
- •3.1.5 Критерии выбора скважин для проведения грп
- •3.2 Технология проведения грп
- •3.2.1 Обычные грп
- •3.2.2 Мощные грп
- •3.3 Мини-грп
- •3.4 Расчет гидроразрыва пласта на месторождений Кумколь
- •4. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности
- •4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
- •4.2 Производственная санитария
- •4.3 Техника безопасности
- •4.4 Гидравлический разрыв пласта
- •4.4.1 Производство работ по гидравлическому разрыву пластов
- •4.5 Пожарная безопасность
- •5. Охрана окружающей среды
- •5.1 Источники и виды воздействия предприятия на атмосферный воздух
- •5.2 Анализ расчетов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
- •5.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •5.4 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •5.4.1 Поверхностные воды
- •5.4.2 Подземные воды
- •5.4.3 Водопотребление и водоотведение
- •5.4.4 Характеристика загрязнения подземных вод
- •5.4.5 Мероприятия по охране подземных вод
- •5.5 Отходы
- •5.6 Оценка воздействия на почвенно-растительный покров
- •5.6.1 Мероприятия по охране почвенно-растительного покрова
- •5.7 Мероприятия по охране животного мира
- •6.Экономическая часть
- •6.1 Особенности организации труда и заработной платы
- •6.2 Анализ техннко - экономических показателен разработки месторождения Кумколь
- •6.3 Анализ эксплуатационных затрат
- •6.4 Анализ себестоимости единицы продукции
- •6.5 Анализ капитальных вложений
- •6.6 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий грп
- •Заключение
- •Список литературы
- •Содержание
- •1. Геологическая часть 11
- •2. Технико-технологическая часть 25
- •3. Специальная часть 41
- •4. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности 55
- •5. Охрана окружающей среды 63
- •6.Экономическая часть 71
6.5 Анализ капитальных вложений
Объем капитальных вложений включает в себя:
• Бурение эксплутационных и нагнетательных скважин;
• Затраты на внутрискважинное оборудование;
• Нефтепромысловое оборудование, строительство вахтового поселка и базы промысла;
• Внешнепромысловые коммуникации;
Капитальные вложения предполагалось осуществить в течении первых шести лет эксплуатации месторождения. Срок вложения средств связан с поэтапным разбуриванием территории согласно технологической схеме разработки.
Капитальные вложения рассчитаны с учетом, что большая часть оборудования, материалов и сооружений должна приобретаться за пределами Республики Казахстан.
Предприятие также будет использовать оборудование, конструкции и особенно, местные строительные материалы, изготовленные в Республике Казахстан, если оно соответствует мировым аналогам, а также не могут быть приобретены своевременно и по конкурентоспособным ценам.
Основой для калькуляции явилась расчетные показатели по технологии и технике добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождения Кумколь.
Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения и расчет капитальных вложении по показателям приведены в таблицах 6.5.1.и 6.5.2.
Таблица 6.5.1 - Суммарные капитальные вложения для обустройства месторождения Кумколь
Стоимость бурения доб. и нагнет. скважин |
Стоимость надземного оборудования |
всего капитальных вложений | ||||
Всего |
в том числе | |||||
Промысел |
подготовка нефти и газа |
инфраструктура |
внешние коммуникации | |||
тыс. |
тыс. |
тыс. |
тыс. |
тыс. |
тыс. |
тыс. |
97296,9 |
155552 |
85742 |
46272,3 |
8837,5 |
14700,4 |
252849 |
Таблица 6.5.2 - Расчет основных вложений по показателям
наименование работ и затрат |
количество |
Стоимость единицы тыс. |
Стоимость всего тыс. |
Строительство скважин надземное строительство |
304 |
300 |
91200 |
Обустройство нефтяных скважин |
244 |
42 |
10248 |
Прочие объекты промысла % |
5% |
77308 |
3865 |
наименование работ и затрат |
количество |
Стоимость единицы тыс. |
Стоимость всего тыс. |
Итого промысел |
|
|
81173 |
Итого ЦППН |
|
|
43390 |
Итого инфраструктура |
|
|
8552 |
6.6 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий грп
ГРП проводилась на одной скважине при помощи агрегата 4АН-700. расход жидкости до ГРП q1= 3т/сут, после q2= 27.5 т/сут.
1.Объем дополнительной нефти определяется поэтой формуле
Q=QФ-QT-QП-QP 3.1
здесь: QФ- точный объем добытой нефти в период эффективного времени после проведения мероприятий
Стабильный прирост расхода после проведения мероприятий
QФ=q2*TЭ*КЭ 3.2
здесь: q2 – среднесуточный дебит нефти после проведения мероприятий т/сут;
ТЭ-эффективное время используемой скважины, дни;
КЭ –коэффицент эффективности; КЭ=0,98
QФ=27,5*365*0,98=9836,75т
QT –Прогнозируемый объем добычи нефти до проведения мероприятий
QT=q1*TЭ*КЭ 3.3
здесь: q1 – среднесуточный дебит нефти до проведения мероприятий т/сут;
QT = 3*365*0.98=1073.1т
QП – расход нефти для приготовления на один день
QП =q1 T1
QП=3*1=3т 3.4
QР –расход нефти во время проведения мероприятий
QР = 10т
Q= 9836.75-1073.1-3-10=8750.65 т
1. Дополнительные капитальные вложения равны общей стоимости нижеследующих инструментов
Таблица 6.6.1 - Цены на инструменты
название инструментов |
Тыс. тенге |
1. агрегаты 4АН- 700 |
10548 |
2. Блок монифольд 1БМ – 700 |
3456 |
3. пескосмеситель ЗПА |
4500 |
4. вспомогательные агрегаты ЦА - 300 |
10080 |
5. автомашина ГАЗ – 63 |
720 |
6. пакер |
108 |
7. Якорь |
36 |
8. устьевая арматура 1АУ-700 |
144 |
Всего |
29592 |
Расходы на дополнительные использования состоят из расходов на дополнительную добычу нефти и расходов на переработку (подготовительно-завершающие работы, исследование скважин и ГРП).
1) Цены на подготовительно-завершающие работы
РПЗ=a*t1*39 3.5
здесь: а – цена на подземный ремонт, тенге
t1 –время работы бригады, час
РПЗ =2520*48*39=4698749 тенге
2) Расходы на исследования скважины (до и после переработки)
РИС=G*t2+P2 3.6
Здесь: G – цена работы специального агрегата в час, тенге
t2 – время работы, час;
P2 –, тенге; расход на вызов партии и на его возврат к скважине
РИС = 247666,6*3+928,8=743928,7 тенге
Расходы на ГРП
РГРП=РГР+РЭ+РМ+РА 3.7
Здесь. РГР = 14000000 тенге –цена гидроразрыва ;
РЭ –цена на электроэнергию;
РМ – цена на материалы
РА - амортизация установок
ЗПА пескосмеситель 4,6 квт/час
Электроэнергия 5,09 квт/счас
РЭ = 24*4,6*5,09=562 тенге
Таблица 6.6.2 - цены на материалы для ГРП:
Название материалов |
Расход |
Цена в тенге |
Песок |
3 тонны |
2931 |
Вода |
53м3 |
1219 |
Нефть |
9 м3 |
141839 |
Асфальтит |
0,5 м3 |
4672 |
РМ= 2931+4672+141839+1219=150661тенге
Ра 3.8
здесь: Na – норма амортизации
СПЕР – стоимость баланса
Ра1 = тенге
Ра2=тенге
Ра3= тенге
Ра4 =тенге
Ра5=тенге
Ра6=тенге
Ра7=тенге
Ра8=тенге
Ра=тенге
РГРП= 14000000+562+150661+1875=14151410 тенге
3) Расходы по извлечению дополнительной нефти
РИОН=(СЭЕД+СЭЕП)Q 3.9
Здесь: СЭ – 1 квт*час цена на электроэнергию, тенге
ЕД -расход электроэнергии на переработку 1 т нефти;
ЕП –расход электроэнергии на закачку 1 т, квт*час;
РИОН=(5,09*49+5,09*20)*8750,65=3073315,7 тенге
Основные эксплуатационные затратыиспользованные при ГРП
Р= РПЗ + РИС + РГРП + РИОН 3.10
Р=4698749+743928,7+14151410+3073315,7=22667402 тенге
Дополнительная себестоимость переработанной нефти
ПНДС= 3.11
Годовая эффективность ГРП
Эгод=Q*Ц–Р 3.12
Здесь: Ц – цена 1т нефти по себестоимости = 6960 тенге
Эгод=8750,65*6960-22667402=38237122 тенге
Таблица 6.6.3 - Годовая экономичечкая эффективность после проведения ГРП за 2003г.
Показатели |
|
1. Объем добытой нефти за год, тонна |
1073,1 |
2. Прирост объема добытой нефти, тонна |
8750,65 |
3. капитальные вложения, тенге |
29592000 |
4.Дополнительные капитальные вложения, тыс. Тенге |
295,92 |
5. Эксплуатационные затраты , тенге |
22667402 |
6. Себестоимость добытой нефти, тенге тонна |
6960 |
7.Годовая экономическая эффективность, тенге |
38237122 |
По полученным данным находим рентабельность и окупаемость проведения ГРП
Рентабельность =
Окупаемость =