Дипломный проект на тему: "Проектирование технологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м"
|
Скачать 1.62 Mb.
|
|
3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами Практика бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в целом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований с позиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техники и технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения. При эксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты. 1 Высокое пластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола, исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол. 2 Низкое пластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старого ствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случае факторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являются участок набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонный участок, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования. Решение о спуске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставления ожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и при ее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышение динамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышение газосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случае учитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона, снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемных операциях. Также выбор места установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудования на предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол. При бурении скважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусом кривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатации скважин. К их числу можно отнести. 1 Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемных работ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточной деформации, приводящей к поломке во время ее работы. 2 Обеспечение преодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частично деформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска в скважину штангового глубинного насоса. Также одним из факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасосным оборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляется хвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол. В таблице 30 приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметры эксплуатационных колонн боковых стволов. Таблица 30. Размеры насосного оборудования, мм
Таблица 31. Размеры НКТ и хвостовиков боковых стволов, мм
Из таблиц видно, что в БС с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм возможен спуск вставных насосов типоразмером 29 и 32 мм, невставных – 32 и 44 мм; в БС с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм возможен спуск всех вставных и неуставных насосов. В настоящее время все скважины с БС на Туймазинском месторождении эксплуатируются размещением подземного оборудования в старом стволе, т.е. выше уровня зарезки бокового ствола. Это естественно приводит к уменьшению депрессии на пласт и, в конечном счете, к уменьшению добычи нефти. На рисунке 22 представлен график зависимости снижения суточного дебита скважин от длины хвостовика по вертикали для разных категорий скважин /20/. На категории скважины были разбиты по величине потенциального дебита, определяемого по уравнению (41) где k – коэффициент продуктивности скважин, м3/сут·МПа; Рпл – пластовое давление, МПа. Q – потенциальный дебит, м3/сут Из графиков видно, что при длине хвостовика по вертикали 500 м снижение суточного дебита скважины от потенциального достигает 40%. 1, 2, 3, 4 – для скважин с потенциальным дебитом соответственно 5, 10, 15, 20 м3/сут Рисунок 22 – Зависимость потерь добычи нефти от длины хвостовика Для исключения потерь потенциального дебита скважины предложены следующие технологии. 1 Бурение бокового ствола производится с установкой временного моста. После завершения бурения бокового ствола мост разбуривается, и насосное оборудование спускается в старый ствол ниже уровня забуривания бокового ствола. Это позволяет обеспечить работу насосного оборудования в благоприятных условиях по кривизне ствола и сохранить потенциальный дебит. Технологическая схема данной технологии приведена на рисунке 23. 2 Технология забуривания бокового ствола с установкой временного моста также может быть рекомендована для малодебитных (чисто нефтяных) скважин. При этом используется тот же принцип, что и в предыдущем случае, с той лишь разницей, что сохраняется основной ствол, как для притока нефти, так и для размещения насосного оборудования. 1 2 1 – глубинный насос; 2 – боковой ствол Рисунок 23 – Схема эксплуатации скважины с боковым стволом после разбуривания временного моста 3 В отдельных случаях (при заклинивании в обсадной колонне подземного оборудования, инструмента или смятии колонны и др.) возникает необходимость забуривания бокового ствола с небольшой глубины. В этом случае неизбежен спуск насосного оборудования в БС, а при диаметре БС 102 или 89 мм использование обычной насосной установки с НКТ практически невозможно. В этом случае может быть применена штанговая насосная установка для безтрубной эксплуатации скважин, разработанная институтом БашНИПИнефти (рисунок 24). При спуске оборудования в БС в диапазоне зарезаки бокового ствола и в интервалах интенсивного набора зенитного угла в штанговой колонне глубинного насоса возникают большие изгибающие напряжения. Для снятия этих напряжений институтом БашНИПИнефти был разработан штанговый шарнир, который позволяет значительно снизить изгибающие напряжения (рисунок 25). 4 3 2 1 Компоновка опоры 1 – колонна штанг; 2 – насос; 3 – опора насоса; 4 – хвостовик Рисунок 24 – Схема безтрубной эксплуатации скважины 2 1 4 3 1 – боковой ствол; 2 – колонна штанг; 3 – центратор; 4 – шарнир Рисунок 25 – Схема работы штанговой колонны при входе в БС с шарниром и без шарнира 4. Экономическая эффективность проекта 4.1 Технико-экономическая и организационная характеристика ООО НГДУ «Туймазанефть» Под организационной структурой нефтегазодобывающего управления ООО НГДУ «Туймазанефть» понимается совокупность органов управления, а также системы их взаимосвязи и взаимодействия. Формирование отдельных органов и аппарата в целом предполагает наличие определенных функций, объемов управленческих работ и особенностей объектов управления. Организационная структура ООО НГДУ «Туймазанефть» представлена на рисунке 26. Руководство ООО НГДУ «Туймазанефть» осуществляется директором НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственной деятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог, главный инженер, заместитель директора по экономическим вопросам, заместитель директора по общим и социальным вопросам, заместитель директора по производству, главный бухгалтер, главный юрист, заместитель директора по капитальному строительству. Экономические службы возглавляет главный экономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы, планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости. Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняются заместитель главного инженера по технике безопасности, главный технолог, производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик. Для организации и управления работ по капитальному строительству предусматривается заместитель директора по капитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление (СМУ), отдел капитального строительства (ОКС). Вопросы материально-технического снабжения и сбыта решает заместитель директора по общим и социальным вопросам, который также контролирует работу социальных учреждений. Главный геолог и подчиненные ему отделы занимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направлений геолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессе бурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей, обеспечение заданий по приросту запасов нефти. Вспомогательные цеха, такие как цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПРС и ЦКРС), прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цеx электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех автоматизации производства (ЦАП), цех антикоррозийных покрытий, подчиняются директору НГДУ. Каждое предприятие само формирует организационную структуру управления, которая утверждается руководителем предприятия. Предметом и основной целью НГДУ «Туймазанефть» является добыча и подготовка нефти и газа, разработка и обустройство нефтяных месторождений. В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Туймазанефть» осуществляет следующее: – планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заказами, нормативами, а также заключенными хозяйственными договорами; – обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа, внедрение в производство передовой техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих и безотходных технологий; – обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа; – производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода, поверхностно-активные вещества и др.); – осуществляет эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных сетей, линий электропередач, электроподстанций, электрооборудования, систем автоматики и телемеханики, дорог; – осуществляет эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные месторождения; – определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам, обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование; – разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды. Для оценки деятельности предприятия используют систему наиболее важных технико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно и объективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показатели деятельности предприятия приведены в таблице 32. ООО НГДУ «Туймазанефть» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, что большинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки, на нефтяных промыслах НГДУ «Туймазанефть» требуется проведение различных мероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижению эксплуатационных расходов. Средняя обводненность продукции скважин по НГДУ на текущий момент составляет 86,08% причем обводненность основного месторождения – Туймазинского – составляет 90,11%. Ввиду значительного сокращения объема добычи нефти со скважин Туймазинского нефтяного месторождения, при сохранении объема добычи жидкости, возрастает доля затрат на добычу, сбор, подготовку и утилизацию пластовой волы. Таблица 32. Основные технико-экономические показатели по ООО НГДУ «Туймазанефть»
4.2 Анализ себестоимости добычи нефти в ООО НГДУ «Туймазанефть» Себестоимость продукции отражает величину текущих затрат имеющих производственный некапитальный характер, обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии. Она представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе производства природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат на производство и реализацию продукции. В таблице 33 представлена себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год. Таблица 33. Себестоимость добычи нефти НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год
Цена реализации нефти НГДУ в 2003 году составляла 1725 руб./т, действующий фонд скважин на 01.01.2004 года – 1341 скважина. Валовая продукция НГДУ за 2003 год составила 914,1 тыс. т нефти, товарная продукция – 907,7 тыс. т нефти. Доли условно-постоянных и условно-переменных расходов в себестоимости нефти составили 82,6% и 17,4% соответственно. Таким образом, полная себестоимость одной тонны товарной нефти в НГДУ «Туймазанефть» за 2003 год составляет 1210,36 рубля. Основной задачей НГДУ в ситуации, когда рентабельность разработки месторождений находится на низком уровне, является уменьшение себестоимости продукции. Это достигается путем увеличения объемов производства и реализации, либо уменьшением затрат по отдельным статьям, особенно по статьям где присутствуют наибольшие затраты. Ввиду истощения запасов месторождений, разрабатываемых НГДУ, и отсутствия воспроизводства минерально-сырьевой базы, говорить о значительном наращивании производства на данном уровне развития техники и технологий не приходится. Проанализировав статьи себестоимости заметим, что наибольшие затраты на добычу нефти связаны содержанием и эксплуатацией оборудования (51,8%), с искусственным воздействием на пласт (11,3%), общепроизводственными расходами (12,2%), расходами на электроэнергию по извлечению нефти (6,1%) и с расходами по сбору и транспортировке нефти (7,7%). Также в себестоимости значительна доля условно-постоянных затрат, не зависящих от объема производства. Снижение условно-постоянных затрат – основное направление снижения себестоимости продукции. 4.3 Определение экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине Оценка экономической целесообразности забуривания боковых стволов осуществляется для каждого бокового ствола в отдельности. Под экономической эффективностью мероприятия по забуриванию бокового ствола понимается способность за счет денежных поступлений от реализации нефти, добытой из скважин, покрывать ежегодные текущие эксплуатационные затраты, обеспечить в приемлемые сроки возвращение авансированных средств, включая погашение кредитов и процентов по ним, а также некоторый чистый текущий доход. Экономическая целесообразность осуществления зарезки боковых стволов оценивается системой показателей, выступающих в качестве экономических критериев, принятых в рыночной экономике при принятии инвестиционных проектов. Для оценки экономической целесообразности осуществления мероприятия используются следующие основные показатели эффективности: – чистый поток денежных средств; – аккумулированный поток денежных средств; – чистый дисконтированный доход; – внутренняя норма доходности; – период окупаемости капитальных вложений; – индекс доходности. Каждый из перечисленных критериев отражает эффективность вложения средств в забуривание боковых стволов с различных сторон, поэтому оценивая ее экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей. К реализации могут быть приняты только те мероприятия, у которых: – чистая настоящая стоимость больше нуля; – индекс прибыльности не меньше единицы; – внутренняя ставка рентабельности больше ставки дисконтирования; – срок окупаемости минимален. 4.3.1 Методика расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине 1 Выручка от реализации продукции. В=Цн·Qн, (42) где В-выручка от реализации нефти, добытой из бокового ствола, тыс. руб.; Цн – цена реализации без НДС, тыс. руб./т; Qн – объем добычи нефти из бокового ствола, тыс. т. 2 Эксплуатационные затраты на добычу нефти. Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с нормативами текущих затрат и объемными технологическими показателями, представленными в таблицах 34 и 35. Нормативы эксплуатационных затрат рассчитываются на основе калькуляции затрат на добычу нефти за период (квартал), предшествующий планируемым технологическим показателям (таблица 33). 2.1 Затраты на энергию по извлечению нефти. Зэ=Nн·Qн, (43) где Nж – удельный норматив условно-переменных затрат на энергию по извлечению нефти, руб./т; Qн – объем добычи нефти, тыс. т. 2.2 Затраты на закачку воды. Зппд=Nппд·Qн, (44) где Nппд – удельный норматив условно-перемнных затрат на закачку воды, приходящейся на 1 тонну добычи нефти, тыс. руб./т; Qн – объем добычи нефти, тыс. т. 2.3 Затраты на сбор и транспорт нефти. Зт=Nт·Qн, (45) где Nт – удельный норматив условно-переменных затрат на сбор и транспорт нефти, тыс. руб./т. 2.4 Затраты на технологическую подготовку нефти. Зп=Nп·Qн, (46) где Nп – удельный норматив условно-переменных затрат на технологическую подготовку нефти, тыс. руб./т. 2.5 Затраты на содержание и обслуживание оборудования. Зс=Nс·n, (47) где Nс – удельный норматив затрат на содержание и эксплуатацию оборудования, тыс. руб./скв; n – количество действующих скважин на 01.01.2004 года. 2.6 Общехозяйственные расходы. Зх=Nх·n, (48) где Nх – удельный норматив общехозяйственных расходов, приходящихся на одну скважину, тыс. руб./скв. 2.7 Суммарные текущие затраты. З= Зэt+ Зппд+ Зт+ Зп+ Зс+ Зх (49) 3 Налоги и платежи, входящие в себестоимость. 3.1 Налог на пользование природными ресурсами. Нр=hр· Qн, (50) где hр – ставка налога на пользование природными ресурсами (340 руб./т). 3.2 Социальные отчисления. Нс=ЗПср·12·Ч·n·hс, (51) где ЗПср – среднемесячная зарплата работников, тыс. руб.; 12 – количество месяцев в году; Ч – удельная численность работников, чел./скв; n – количество скважин с БС; hс – ставка налога (36,5%). 3.3 Плата на содержание дорог. Пд=hд· В, (52) где hд – ставка налога (0,1%). 3.4 Прочие отчисления. Пп=hп·Фскв, (53) где hп – суммарная ставка прочих отчислений (1,13%); Фскв – стоимость скважины с БС, тыс. руб. 3.5 Всего платежей и налогов. Н= Нр+ Нд+ Нп+ Нс, (54) 4 Суммарные текущие затраты с налогами и платежами. З1= З+ Н (55) 5 Амортизация основных фондов (скважины). , (56) где Фскв – стоимость скважиы с БС, тыс. руб.; На – годовая норма амортизации (6,7%). Амортизация включается в состав затрат на добычу только для определения налогооблагаемой базы, а при формировании потока денежных средств не учитывается. 6 Всего затрат. З2= З1+А (57) 7 Прибыль от реализации. Прибыль от реализации – это совокупный доход предприятия, который определяется как разница между выручкой от реализации продукции и эксплуатационными затратами, включающими амортизационные отчисления и налоги, входящие в себестоимость, с вычетом налога на добавленную стоимость. Преал=В-З2 (58) 8 Балансовая прибыль. Пбал=Преал+Ппр+Пвр, (59) где Ппр – прочая прибыль, Ппр=0 руб.; Пвр – внереализационная прибыль, Пвр=0 руб. 9 Налог на имущество. Ним=hим·Фостt, (60) где hим – ставка налога (2%); Фостt – остаточная стоимость основных фондов в tгоду, тыс. руб. Фостt=Фосн-ΣАt, (61) где Фосн – стоимость основных фондов, тыс. руб.; ΣАt – сумма амортизационных отчислений скважин предшествующих периодов, тыс. руб. 10 Налогооблагаемая прибыль. Пно=Преал-Ним (62) 11 Налог на прибыль. Нпр=hпр·Пно, (63) где hпр – ставка налога (24%). 12 Чистая прибыль. Пч=Пно-Нпр (64) 13 Эффективность инвестиций. 13.1 Чистый поток денежных средств. Чистый поток денежных средств является результатом притока и оттока реальных денег на каждом шаге проекта (мероприятия). Источником притока денежных средств является выручка от реализации продукции. Отток реальных денег – это издержки в составе себестоимости, налоги, отражающиеся на финансовом результате, и инвестиции в мероприятие. ЧПД=(Вt-Сt-Тt) – lt, (65) где Вt – выручка от реализации продукции в tгоду, тыс. руб.; Сt – издержки в составе себестоимости в tгоду, тыс. руб.; Тt – сумма налогов в tгоду, тыс. руб.; lt – затраты на зарезку бокового ствола, тыс. руб. 13.2 Аккумулированный поток денежных средств Накопление ежегодных значений чистого потока денежных средств образует аккумулированный поток денежных средств. (66) 13.3 Чистый дисконтированный доход. , (67) где Зt* – затраты в году t без капвложений и амортизации, тыс. руб.; αt – коэффициент дисконтирования; К – капитальные вложения, тыс. руб. 13.4 Коэффициент дисконтирования. , (68) где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (норма дисконта), Е=0,1; tр – первый год расчетного периода, к которому приводятся стоимостные показатели. 13.5 Индекс доходности. Индекс доходности (ИД) показывает, во сколько раз приведенный эффект превышает приведенные капвложения. (69) Если ИД>1, проект эффективен, если ИД<1 – проект неэффективен. 13.6 Срок окупаемости. Срок окупаемости (Ток) – это период, начиная с которого все затраты (капитальные и текущие), связанные с мероприятием, покрываются суммарными результатами его осуществления. Сначала определяется сумма дисконтированных остатков денежных средств (накопленных эффектов) – St. Из этого ряда последовательных значений накопленных эффектов выбирают два, удовлетворяющих условию St<K<St+1. (70) 13.7 Внутренняя норма доходности. Внутренняя норма доходности (ВНД) – это такая расчетная ставка нормы дисконта (Евнд), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капвложениям, т.е. доход от инвестиций равен этим инвестициям и проект является окупаемым. (71) 123 4.3.2 Расчет предполагаемого экономического эффекта по прогнозным данным эксплуатации скважины Исходными данными для расчета экономической эффективности бурения бокового ствола в скважине №1554 являются прогнозные показатели работы скважины (таблица 34) и удельные нормативы затрат на на добычу 1 тонны нефти (таблица 35). Стоимость бурения бокового ствола в скважине №1554 составляет 2891,53 тыс. руб. Таблица 34. Прогнозные показатели эксплуатации скважины №1554
Таблица 35. Удельные нормативы затрат
</1> |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Дипломный проект на тему: “Управление персоналом средствами ек асутр” Описание существующей технологии решения задач и обоснование целесообразности создания арма 12 |
|
Дипломный проект по теме “Отопительно-производственная котельная... На рецензию представлен дипломный проект, состоящий из пояснительной записки и 3-х листов чертежей |
|
Дипломный проект на тему «выбор стратегии деятельности предприятия» Анализ существующего заводского варианта технологического процесса изготовления детали «втулка» |
 |
Дипломный проект тема Проектирование пункта технического обслуживания Тема проекта (работы) «Проектирование пункта технического обслуживания эксплуатационного депо» |
|
Дипломный проект) На тему Флэш-накопитель с информационным дисплеем ( Факультет электроники и телекоммуникаций Кафедра радиоэлектроники и телекоммуникаций |
|
Дипломный проект студента Ургупс. На тему: «Создание учебного лабораторного... Содержание дипломного проекта соответствует требованиям, предъявленным к дипломным проектам |
|
Дипломный проект На тему : Модернизация управляющего блока тюнера Расчет параметров проводящего рисунка с учетом технологических погрешностей получения защитного рисунка |
|
Дипломная работа или дипломный проект На тему «Лазерная установка... Факультет электроники и телекоммуникаций Кафедра радиоэлектроники и телекоммуникаций |
|
Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении... Методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины |
|
Согласовано Оказание услуг по цементированию вертикальных и наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием при строительстве 21-й... |
|
Курсовой проект На тему «Проектирование участка по то и ремонту топливной аппаратуры на атп» Рекомендации по применению горюче-смазочных материалов и специальных жидкостей зарубежного производства 19 |
|
Дипломный проект по специальности код и название специальности по теме Проект реконструкции участка по капитальному ремонту фартука токарного станка 16Б16 ОАО «Прогресс» |
|
Дипломный проект 01. 51. 03. 01 Пз. На тему : «Электрификация цеха... На тему: «Электрификация цеха по переработки молока в зао «Шушенский молочно-консервный комбинат» |
|
«Проектирование полиграфического и упаковочного производства» ... |
|
«Дипломный проект разработка дизайна интерьера кафе бара» |
|
Конкурсная документация по выбору подрядчика на выполнение работ... Заключение договора и порядок опубликования информации об итогах проведения открытого конкурса 17 |