Проектирование пласта месторождения

-работу скважин на установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин;

-обеспечение надежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти.

Организационные мероприятия включают тщательное планирование размещения различных сооружений, контроль за транспортными путями, составление детальных инженерно-геологических карт территории с учетом карт подземного пространства, смягчение последствий стихийных бедствий.

Возможным и основным воздействием могут быть аварийные разливы нефти, которые будут немедленно убраны в течение первых часов и утилизированы с минимальными воздействиями.

Для ускорения процесса восстановления почвенных систем потребуется проведение комплекса по рекультивации и искусственному озеленению. С целью защиты почв и растительности от разрушения и для восстановления их первоначального состояния предусматриваются технический и биологический этапы рекультивации.

Технический этап является неотъемлемой частью технологии земляных работ при строительстве и включает в себя комплекс работ по снятию, сокращению и обратному нанесению плодородного слоя почвы на нарушенные участки поверхности, планировочные работы в поломе земельного отвода, уборку строительного мусора и т.д.

Биологический этап включает мероприятия по восстановлению плодородия земель, осуществляемые после завершения технического этапа рекультивации.

Биологическая защита земель предусматривается и как мера предотвращения эрозии почвы и является ее санитарно-гигиенической защитой.

Техногенные нарушения земель месторождения могут быть восстановлены проведением следующих технических мероприятий:

- ликвидацией неорганизованных свалок;

- проведением элементов технической рекультивации нарушенных земель;

- уборкой проливов продуктов освоения и ремонта, амбаров.

В районе не предусматривается использование земель под пастбища для скотоводства в связи с низкой продуктивностью.

Основные мероприятия по охране почвы:

герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти;

автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями;

обваловка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти;

максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на поверхность;

прокладка трубопроводов подземным способом на глубину закладки 1,2-1,8м;

проведение качественной технической рекультивации земель.

Загрязнение биологических ресурсов

Район частично лишен растительности в силу техногенных воздействий предыдущей эксплуатации. Имеет место нарушение и перемещение естественных мест обитания диких животных. По опросам местных жителей, дикие животные (сайгаки, корсак) встречаются часто. По мере эксплуатации месторождения проводятся наблюдения и изучение растительного и животного

мира с тем, чтобы установить наличие или отсутствие редких видов, занесённых в Красную книгу. При обнаружении последних принимаются меры совместно с уполномоченными органами по их сохранению.

При сжигании органического топлива, кроме диоксида серы, в атмосферу выбрасываются диоксиды азота. Диоксиды серы и азота являются причиной выпадения так называемых «кислотных дождей», которые, попадая в почву, приводят к повышению её кислотности, оказывают влияние на урожайность сельскохозяйственных культур. Кислотные дожди могут вызывать коррозию металлического оборудования и трубопроводов. В результате воздействия кислых газов, входящих в состав вредных выбросов нефтяного комплекса на растительность происходит острое или хроническое повреждение её. Отрицательные последствия воздействия газов на почву и растительность носят весьма ограниченный характер. Хотя следует отметить, что непосредственно наибольшую опасность для растений представляют двуокись серы и окислы азота, которые разрушают хлорофилл. Вследствие чего происходят потери в приросте зеленой массы, составляющие 20%.

При сжигании газа в факелах, помимо загрязнения атмосферного воздуха, в радиусе 200-300 метров полностью уничтожается растительность, а на расстоянии 2-3 км до факела деревья сохнут и сбрасывают листья.

В настоящее время сохранившиеся на участке месторождения группировки растений испытывают химическое воздействие загрязняющих веществ: нефти, газов и продуктов их сгорания. Растения, находящиеся вне зоны непосредственного нефтяного загрязнения, так же испытывают его воздействие через почвенные растворы и грунтовые воды. В связи с этим, несмотря на удовлетворенное жизненное состояние видов и визуальное отсутствие признаков загрязнения, в них накапливается значительное количество нефтяных углеводородов.

Мероприятия по защите биоресурсов

Для смягчения возможного негативного воздействия предусматриваются следующие мероприятия:

- максимально возможно снижение шумового фактора для птиц и животных;

- передвижение автотранспорта и других видов техники только по определённым утверждённым маршрутам;

- мероприятия по предотвращению браконьерства;

- монтаж специальных устройств на ЛЭП для защиты птиц от поражения электрическим током.

Сохраняется возможность воздействия эксплуатируемых объектов на растительный и животный мир, в том числе при разливах нефти, объёмы воздействия которого зависят от масштабов разливов.

Отходы

Отходы вывозятся с территории месторождения по договору с соответствующими организациями и размещаются по видам в соответствии с экологическими требованиями, с оформлением документов на специальное природопользование.

ПФ “Узеньмунайгаз” занимается не только уборкой сливно-нефтяных отходов, а также предупреждением и предотвращением разливов нефти. В 2000-2001 гг. построены 2 установки предварительного сброса нефти (УПСВ). Эти установки предназначены для разделения воды от добываемой продукции до ЦППН УПНиПО и обратной закачки в пласт. В результате использования этих установок было достигнуто снижение давления на нефте- и водопроводах. Вследствие чего уменьшилось количество порывов нефте- и водопроводов. Кроме того, для уменьшения количества порывов трубопроводов ведутся работы по замене трубопроводов. За последние 3 года заменены 1139,3 км нефтепровода, 1031,3 км водопровода и 209,47 км газопровода. В результате проведенных работ удалось добиться значительного снижения порывов трубопроводов, и в связи с этим, разливов нефти и воды. Предусматривается настоящей работой комплекс природоохранных мероприятий по утилизации и захоронению строительных, промышленных и бытовых отходов.

Отходы стальных конструкций, а также отходы сортовой, листовой и арматурной стали, предусматривается сдавать как металлолом в Республиканские органы Вторчермета. Другие строительные, промышленные и бытовые отходы предусматривается вывозить в места, согласованные с органами территориальной санитарно-эпидемиологической службы.

Отработанные буровые растворы (ОБР) предусматривается многократно использовать на других буровых, а после окончания разбуривания месторождения отработанный глинистый раствор подлежит вывозу на полигон захоронения Алибекмола (расстояние 50 км).

В результате органические вещества уничтожаются, а неорганическая часть опекается в керамзитоподобный материал, который пригоден для строительных нужд.

6. Экономическая часть

6.1 Организационно-производственная характеристика производства «Узеньмунайгаз»

Основной хозяйственной единицей по разработке нефтяного месторождения является нефтегазодобывающее управление (НГДУ), в котором осуществляется полный производственный цикл по добыче нефти и попутного газа, а также их подготовка для передачи другим предприятиям в качестве готовой продукции. Выполнение этих функций во многом зависит от производственно-организационной структуры НГДУ. Производственная структура предприятия - это состав его производств и служб всех взаимодействий в процессе производства.

Производственная структура предприятия влияет на экономику и определяет организационную структуру предприятия, их взаимосвязь, соподчиненность. Для улучшения управления производством, более четкой координации деятельности предприятий в ноябре 1994 года на базе НГДУ «Узеньнефть» было организовано новое производственное объединение ОАО «Узеньмунайгаз». С 2003 года ОАО «Узеньмунайгаз» является производственным филиалом (ПФ) АО «РД «КазМунайГаз» национальной компании «КазМунайГаз».

6.2 Анализ основных технико-экономических показателей месторождения

В 1996 году удалось остановить падение добычи нефти и добиться её стабилизации на уровне 3000 тыс. тонн в год. После принятия программы восстановления в 1999 г. начался намеченный подъем уровня добычи: 1998г.-3521,2тыс.тонн; 1999г.- 3596,1 тыс.тонн; 2000г.- 3619,4тыс.тонн; 2001г.- 3896,2 тыс.тонн; 2002г.- 4132,2 тыс.тонн; 2003г.- 4323,5 тыс.тонн; 2004г.- 4876,4тыс.тонн;2005г.-5202,8тыс.тонн.

За годы принятия программы обновлено подземное оборудование на 750 скважинах и 213 нагнетательных скважинах произведен капремонт, заменено 1051 км трубопроводов.

6.3 Реализация программы восстановления месторождения

Узеньское месторождение было открыто в 1961 году, введено в промышленную разработку в 1965 году. Площадь месторождения составляет около 500 км². Начальные геологические запасы нефти оцениваются более, чем 1 млрд.тонн.

Узеньское месторождение является вторым по величине нефтегазовым месторождением в Казахстане после Тенгиза. С начала разработки месторождения извлечено более 300 млн. тонн нефти, остаточные извлекаемые запасы составляют около 200 млн. тонн. Нефть характеризуется высоким содержанием парафина (более 20% по весу с температурой застывания +32єС).

За 40-летнюю историю разработки месторождение Узень неоднократно переживало кризисные явления. После достижения максимального уровня добычи в 16,2 млн. тонн (1975 г.) произошло резкое падение добычи нефти на 2,4 млн. тонн в год, вплоть до 1980 года.

В 1981 - 1989 годах падение добычи нефти удалось сократить до 100 - 300 тыс. тонн в год. Уменьшение темпа падения было достигнуто благодаря применению комплекса новых технологий повышения нефтеотдачи. На это указывают и показатели добычи второй половины 80-х годов: 1986г - 8281,7 тыс. тонн; 1987 г - 8321,8 тыс. тонн; 1988 г - 8626,8 тыс. тонн; 1989 г - 7869,2 тыс. тонн; 1990 г - 6873,9 тыс. тонн. Хотя число действующих скважин в эксплуатационном фонде росло, но и число бездействующих также росло. Среднесуточный дебит скважин из эксплуатационного фонда за эти пять лет уменьшился на половину. При постоянной численности производственного персонала уровень численности на обслуживание одной скважины уменьшился с 0,827 человек до 0,597.

Себестоимость добычи нефти за 1986-1990 гг. выросла на 15,7%.

Начиная с 1990 года состояние разработки месторождения качественно изменилось в силу объективных причин: усложнения общей экономической ситуации, ухудшения финансового положения объединения, удорожания бурения скважин, ремонтных работ, наземного и подземного оборудования и т.д. Как следствие, в 1990 - 1995 годах произошло резкое снижение годовых отборов нефти по месторождению в целом на 13 - 20% в год, средний доход нефти по месторождению уменьшился с 8,0 до 4,4 т/сут., количество действующих добывающих скважин сократилось с 2843 до 2022.

В 1996 году правительство Казахстана начало поиски стратегического инвестора для восстановления Узеньского месторождения. Однако эти поиски не дали положительных результатов из-за неуверенности инвесторов в потенциале месторождения.

Следующим шагом был поиск кредитных ресурсов в международных финансовых институтах. После соответствующего обращения президента Республики Казахстан в 1993 году Всемирный Банк Реконструкции и Развития проявил (ВБРР) заинтересованность и в рамках собственного гаранта провел ряд исследований по оценке запасов, наземных коммуникаций и технологических установок, экологического состояния месторождения, финансового анализа предприятия.

Результаты этих исследований подтвердили экономическую целесообразность восстановления месторождения. Исследования утвердили, что уровень нефтеизвлечения зависит от уровня капиталовложения и применяемой техники, технологии разработки месторождения.

В результате исследований ВБРР выделил 109 млн. долларов США для реабилитации одного из крупных блоков месторождения и улучшения его экологического состояния. Проект предусматривал не только физические инвестиции, но и содействие заемщику в реформировании ОАО «Узеньмунайгаз» в корпоративном и финансово-экономическом плане для создания оптимальных условий с целью аккумулирования средств, для дальнейшей реинвестиции месторождения.

Реализация программы дала свои результаты в 1998-1999 годах, когда на мировом рынке произошел энергетический кризис и отсутствовало финансирование производства.

В 1999 году ОАО «Узеньмунайгаз» приняло программу восстановления месторождения, включающую:

1) обновление подземного оборудования действующего фонда скважин;

2) капремонт, обновление и моделирования наземных сооружений;

3) увеличение количества действующего фонда скважин путем ввода из бездействия;

4) создание оптимальной системы разработки.

«Узеньмунайгаз» на сегодня освоил в рамках реализации проекта реабилитации Узеньского нефтегазового месторождения порядка 62% средств займа Всемирного Банка (ВБ). С завершением реализации данного проекта, в конце 2005 года объем добычи нефти на месторождении, общие балансовые запасы нефти которого оцениваются в 1,1 млрд. тонн, возрастет до 7 млн. тонн, с 4,2 млн. тонн в 2004, в том числе по блоку 3a (1/16 часть месторождения), на реабилитацию которого в основном и используются средства ВБ. Предполагается добыть более 800 тыс. тонн нефти при 360,2 тыс. тонн в 2004 году.

Реабилитация всего месторождения экспертами была оценена ориентировочно более чем в 1 млрд. долларов США. Поэтому, испытывая недостаток в финансовых средствах, была предложена поблочная реабилитация. В связи с этим для демонстрации потенциальному инвестору эффективности вложения капитала на реабилитацию всего месторождения был выбран, как пилотный участок, наиболее перспективный 3a блок сводовой части.

После проведения ВБ исследований была разработана программа восстановления Узеньского месторождения, нацеленная на подъем добычи, помощь в оценке урона прошлой деятельности, обучения местного персонала современным методам работы. С целью финансирования проекта реабилитации месторождения ВБ в 1996 году принял решение о предоставлении Республике Казахстан, как основному заемщику, 109 млн. долларов США сроком на 17 лет, с учетом средств софинансирования ОАО «Узеньмунайгаз» в 27 млн. долларов США. Общая стоимость данного проекта составила 136 млн. долларов США. Однако действие подписанного соглашения о займе, вступившего в силу с января 1997 года и рассчитанного на 4 года, было приостановлено Министерством финансов с января 1998 года по май 1999 года.

В июле 1999 года данный заем был переоформлен под гос. гарантию на Национальную нефтегазовую компанию «Казахойл» (предшественник «КазМунайГаз»), в состав которой входило ОАО «Узеньмунайгаз». Фактические работы по реабилитации начались только в мае 2000 года. Основной целью займа является реабилитация блока 3a и демонстрация потенциальных возможностей всего месторождения.

Взяв за основу стратегию поблочной реабилитации, ОАО «Узеньмунайгаз» начиная с 2000 года в основном за счет собственных средств, проводит реабилитацию блоков 2a и 3 месторождения. В ближайшее время планируется начать реабилитацию блоков 5a и 6.

Для интенсификации добычи нефти в 2001-2005 годах проводится воздействие на призабойную зону пласта, капитальный ремонт скважин, геофизические исследования. Поскольку около 60% всех извлекаемых запасов месторождения Узень сосредоточено в основном в низкопроницаемых зонах, первейшей задачей является переход на наиболее эффективную площадную схему его разработки. С этой целью в течение 2001-2005 годов ведется поблочное восстановление систем разработки путем бурения 660 эксплуатационных скважин, в том числе 383 добывающих и 277 нагнетательных.

Реконструкция завода включает в себя работы по устранению производственных факторов, сдерживающих увеличение мощности КТЛ-1 и КТЛ-2 до уровня 8,5 млн. тонн в год. Предполагается произвести замену или модернизацию различных аппаратов, обменников, насосов, инженерных коммуникаций.

Обеспечение работы и модернизация объектов инфраструктуры включает в себя объединение складов службы питания и материального обеспечения, восстановление железнодорожной ветки, центр отдыха, ремонт столовых, усовершенствование сетей пром. базы, расширение больницы и приобретение автотранспорта.

Информация и связь - включает усовершенствование систем радиосвязи, телефонной связи, компьютерного и программного обеспечения.

Транспорт - включает фонды на расширение экспортных возможностей, в том числе трубопровод Атырау - Самара и портовые сооружения в г. Актау

Геологоразведочные работы - новые сейсмические исследования на площади в 1000 кв. км для определения и уточнения запасов нефти в коллекторе.

6.4 Эксплуатационные расходы и расчетные амортизационные отчисления

Таблица 6.1- Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы: Ам. доллар с покупательной силой на соответствующий момент	2000 г. млн. долл.	2001г. млн. долл.	2002 г. млн. долл.	2003 г. млн. долл.	2004 г. млн. долл.	2005 г. млн. долл.
Производство	125.1	133.8	135.1	139.7	141.5	142.4
Проекты	11.0	9.1	8.6	8.8	8.9	9.3
Финансы	24.5	26.5	25.8	26.2	27.1	27.7
Людские ресурсы	11.8	12.5	12.4	11.6	11.9	12.4
Маркетинг	11.5	11.4	11.2	11.1	11.0	11.1
Связь с правительством и общественностью	4.5	4.1	4.2	4.4	4.5	4.8
Другие подразделения	11.0	11.6	11.2	12.0	12.4	12.9
Всего	199,4	209,0	208,5	213.8	214.5	216.9

В прямых затратах, подлежащих вычету при налогообложении, учтены затраты на материалы, используемые при эксплуатации месторождения; затраты на подготовку нефти; транспорт материалов, оборудования и т.п. используемых при эксплуатации; снабжение ими; покупку электроэнергии; расходы на оплату труда работников; затраты по контролю за состоянием охраны природной окружающей среды; ремонт и профилактику основных средств; амортизацию основных средств; затраты на обучение персонала и социальную сферу; стоимость платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу (в соответствии с лимитами выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и нормативов платы за них) и прочие затраты.

В доходной части произведен расчет валового дохода предприятия от продажи нефти без учета оплаты акциза за сырую нефть, так как вся нефть идет на экспорт.

6.4.1 Налоги и отчисления

Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

1. налог на добавленную стоимость и акцизы - не предусматривались, так как продукция идет на экспорт;

2. налог на прибыль по ставке 30 % от налогооблагаемой прибыли;

3. налог на дивиденды по ставке 15 %;

4. социальное страхование, медицинское страхование, пенсионный фонд и фонд содействия занятости по ставке 32 % от фонда оплаты труда;

5. налог на имущество - 0,1 от стоимости производственных и непроизводственных фондов юридического лица %;

6. земельный налог - по ставке 95 долларов за 1 га;

7. отчисления в дорожный фонд-0,5 % от стоимости объема реализованной продукции;

8. роялти-8 % от стоимости объема реализованной продукции.

Таблица 6.2 - Расчетные амортизационные отчисления ОАО «Узеньмуныйгаз» на период 2000-2003 гг. (млн. долл)

	2000 г.	2001г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
Амортизаци онные отчисления:	118.9	123.7	181.9	185.8	198.7	200.4

Таблица 6.3 - Расчет налогов, отчислений в специальные фонды и роялти

	2000г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.
Доходная часть	905	1,106	1,229	1,525	1,776	1,990
Налог на прибыль	24	31	38	124	167	221
Расходы по роялти	47	65	75	92	125	144

6.5 История внедрения ПАВ

Первыми реагентами, которые нашли свое применение в начале 50-х годов в трубопроводном транспорте, стали поверхностно-активные вещества, которые использовались для гидротранспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов и очистки трубопроводов и емкостей.

Первые сведения о поверхностно-активных веществах анионного типа относятся еще к VIII в., когда началось производство солей карбоновых кислот из растительных и животных жиров, известных под названием мыла.

Катионные ПАВ приобрели промышленное значение, начиная с 1935 г.

История же создания неионогенных ПАВ, является именно тем случаем, когда необходимость практически использовать какое-либо сырье или полупродукт, ставший избыточными в своем производстве, может привести к новым изобретениям, имеющим промышленное значение.

С тех пор как в 1930 г. был открыт новый класс поверхностно-активных соединений - оксиэтилированные вещества, этот класс соединений привлек к себе внимание многих исследователей и непрерывно пополнялся новыми типами соединений.

В связи с увеличивающимся спросом на эти соединения непрерывно возрастало их производство. В нашей стране уже в 1959 г. Производились неионогенные ПАВ, среди которых особенно хорошо известны оксиэтилированные алкилфенолы, выпускаемые под марками ОП-7, ОП-10.

6.6 Расчет технико-экономических показателей ОАО «Узеньмунайгаз»

6.6.1 Расчет объема добычи нефти

Для определения добычи нефти используем формулу:

(6.1)

q - дебит скважины, 4,8 т/сут,

- число действующих скважин, 632 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

- коэффициент эксплуатации, К_э=0,8

4,8·632·345·0,8 = 837273,6 тонн/год.

6.6.2 Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации.

ФОТ = Минимальная зарплата * Тарифный коэффициент * Количество месяцев * Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной зарплаты * Численность ППП.

Все расчетные коэффициенты для расчета представлены в таблице 6.4.

Минимальная заработная плата в РК - 9700 тенге.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,4.

Районный коэффициент составляет 1,1.

Количество месяцев - 12.

ФОТ_АУП = 9700 · 7,94 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1,75 · 310 = 772,136 млн. тенге.

ФОТ_ИТР = 9700 · 6,8 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1,5 · 206 = 376,653 млн. тенге.

ФОТ_ППП = 9700 · 5,16 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1,25 · 104 = 120,245 млн. тенге.

ФОТ=ФОТ_АУП + ФОТ_ИТР + ФОТ_ППП = 1269,034 млн. тенге. (2.2)

Таблица 6.4 - Коэффициенты для расчета ФОТ

Контингент	Тарифный коэффициент	Коэффициент дополнительной зарплаты	Численность ППП
АУП	7,94	1,75	310
ИТР	6,8	1,5	206
ППП	5,16	1,25	104
Итого	-	-	620

6.6.3 Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства рассчитываются по формуле:

 (6.3)

- первоначальная стоимость скважин, 138015000 тг;

- норма годовых амортизационных отчислений, 6,7 %.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации.

Амортизационные отчисления по скважине начисляют по установленной норме 6,7% от первоначальной стоимости скважин:

= (138015000·632·6,7)/100 = 584,411 млн. тенге.

6.6.4 Расчет расхода по искусственному воздействию на пласт

Рассчитаем затраты на электроэнергию при ППД по формуле:

(6.4)

Эн - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м³ воды, 15,5 кВт·ч/м³; - объем закачки воды 530,8 тыс.м³;

- цена 1 кВт/час, 6,56 тенге. З_э = 530,8 · 10³ · 15,5 · 6,56 = 53,971 млн. тенге.

6.6.5 Затраты на текущий ремонт

Расчет затрат на текущий ремонт произведен по формуле:

(6.5)

 = 632·138015000·1,2/100 = 1046,705 млн. тенге.

6.6.6 Расчет энергетических затрат

Основные данные для подсчета уровня затрат в добыче нефти по статьям калькуляции до внедрения мероприятия заимствованы из плановой документации «Узеньмунайгаз» за 2003 год и представлены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Нормативы для подсчета эксплуатационных затрат

Наименование
Удельный расход электроэнергии на 1 тонну добывающей нефти, кВт·ч/т	49,55
Удельный расход электроэнергии на закачку 1 м3 воды, кВт·ч/м3	15,5
Стоимость электроэнергии, тг/кВт·ч	6,56
Социальные страхования, пенсионный фонд, фонд занятости % от ФОТ	31
Удельные затраты на сбор, транспортировку, подготовку 1 т. нефти тг/т нефти	899
Норма амортизации ОПФ % от стоимости ОПФ	6,7
Текущий ремонт % от стоимости ОПФ	1,2
Общие производственные затраты, % от суммы прямых и косвенных затрат	21
Внепроизводственные затраты % от полной себестоимости	0,5

Затраты на электроэнергию можно определить, учитывая удельные нормативы, по формуле:

(6.6)

- объем добычи нефти, т.;

- удельный расход электроэнергии на 1 тонну добываемой нефти, кВт·час/т.;

Цэ - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, тг/ кВт·ч.

З_эл= 837273,6 · 49,55 · 6,56 = 272,154 млн. тенге.

6.6.7 Отчисления от фонда оплаты труда

Отчисления работодателя на социальные страхования, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31% от ФОТ, то есть

З_ор=ФОТ·0,31 (6.7)

З_ор=1269,034 ·0,31=393,401млн.тенге.

Определим сумму всех затрат по добыче за 2003 год:

затрат = 584,411 + 1269,034 + 53,971+ 1046,705 + 272,154 + 393,401 = 3226,275 млн. тенге.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:

(6.8)

=3226,275·10⁶ /837273,6 = 3853,31 тенге.

6.7 Технико-экономическое обоснование системы сбора и подготовки нефти месторождения Узень

6.7.1 Затраты на вспомогательные материалы

При внедрении новых технологических процессов для воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин необходимо учесть основные вспомогательные материалы. Для проведения этих мероприятий требуются дополнительные капитальные вложения на приобретение высокоэффективных поверхностно-активных веществ (ПАВ), ингибиторов, различных щелочных растворов, что приводит к значительному изменению нефтеотдачи пластов.

Проведенные физико-химические исследования, как в нашей стране, так и за рубежом, показали принципиальную возможность перекачки высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов в смеси с водными растворами ПАВ.

Исследования, показали, что перекачка мангышлакской нефти с водным раствором ПАВ по магистральным трубопроводам на значительное расстояние экономически оправдана, несмотря на то, что содержание воды в эмульсии достигает 30-35%.

На месторождении Узень применяют слабоконцентрированный водный раствор ПАВ типа ОП-10, который повышает качество нефти. Рассчитаем затраты на деэмульгирование по формуле:

(6.9)

РПАВ - расход ПАВ, тонна реагента/тонну нефти;

- добыча нефти, тонн;

ЦПАВ - цена 1 тонны реагента, тенге/тонну реагента.

= 2·10^-4 · 837273,6 · 659190 = 110,398 млн. тенге

Определим затраты на вспомогательные материалы при подготовке (трубы, задвижки, запчасти и. т. д.), по формуле:

(6.10)

- норматив расхода вспомогательных материалов при подготовке нефти, тенге/тонну.

З = 837273,6 · 24,6 = 20,597 млн. тенге.

6.7.2 Расчет транспортных затрат

Расходы по сбору, транспортировке и подготовке нефти включают затраты по сбору нефти от скважины до установок по сбору нефти (УСН). Нефть из скважины поступает на ближайший блок входных ниток (БВН), а затем с каждого БВН по самостоятельному трубопроводу на установку подготовки нефти.

Транспортные затраты рассчитываем по формуле:

(6.11)

- удельные затраты на сбор, транспортировку и подготовку нефти, тг/т.

= 837273,6 · 899 = 752,709 млн. тенге.

6.7.3 Затраты производственного характера

Услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями (услуги пуско-наладочных организаций, капремонта, связи и. т. п.), можно рассчитать по формуле:

(6.12)

удельные затраты по услугам производственного характера, выполненные сторонними организациями, тенге/тонну.

= 837273,6 · 35 = 29,304 млн. тенге.

6.7.4 Расчет прочих услуг

Прочие услуги, выполненные сторонними организациями, (тарификация приборов, охрана, коммунальные услуги, текущий ремонт, обслуживание).

Рассчитываем по формуле:

(6.13)

удельные затраты по прочим услугам, тенге/тонну

= 837273,6 · 5 = 4,186 млн. тенге.

6.7.5 Расчет прочих затрат

Прочие затраты - это командировочные, охрана труда, канцелярские, почтово-телеграфные услуги, услуги сберкасс и т. д., которые можно рассчитать по формуле: Зпр = ФОТ ·0,25 (6.14)

Зпр =1269,034 · 0,25 = 317,259 млн. тенге.

6.7.6 Расчет амортизации

Приведем расчет амортизационных отчислений по системе сбора и подготовке нефти по формуле:

(6.15)

первоначальная стоимость оборудования, тенге;

норма годовых амортизационных отчислений.

Амортизация основных средств:

Агод = 35585487·8/100 = 2,9 млн. тенге.

Отчисления за использование дорог:

 (6.16)

- отчисления за пользование автодорогами, тенге/тонну нефти.

= 837273,6 · 1,24 = 1,038 млн. тенге.

Накладные расходы=Здеэм+З+Зэл+Зтр+Зпр.х+Зпу^уд+Зпр+УФОТ+Зор+Агод+За/д

Накладные расходы = (110,398+ 20,597 + 272,154+ 752,709 + 29,304 + 4,186 + 317,259+ 1269,034 + 393,401+ 2,9 + 1,038)·5% = 3172,98·5% = 158,649 млн. тенге.

Сумма затрат на сбор и подготовку нефти равна:

зат = 3172,98 + 158,649 = 3331,629 млн. тенге.

Удельную себестоимость сбора и подготовки 1 тонны нефти найдем как отношение суммы всех затрат по сбору и подготовке нефти к общему объему подготовленной нефти:

(6.17)

сумма затрат на сбор и подготовку нефти,

- объем подготовленной нефти, тонн;

= 3331,629·10⁶ /837273,6 = 3979,140 тенге

Определим общую удельную себестоимость нефти, которая складывается из суммы удельной себестоимости на добычу 1 тонны нефти:

(6.18)

 = 3853,31 + 3979,140 = 7832,45 тенге.

Цена 1 тонны нефти месторождения Узень - 35500 тенге без НДС, с НДС 39500 тенге.

Определим прибыль от реализации подготовленной нефти по формуле:

(6.19)

где - фактическая реализация.

П = 837273,6 · (35500 - 7767,45) = 23165,309 млн. тенге.

Всевышеперечисленные расчеты были сделаны с учетом затрат на слабоконцетрированный водный раствор ПАВ типа ОП-10 . Для того, чтобы сделать оценку экономической эффективности применения данного деэмульгатора, необходимо сделать сравнение с применением другого деэмульгатора Например СНПХ-44, который представляет собой смесь нескольких групп поверхностно-активных веществ (ПАВ), что обеспечивает снижение вязкости раствора, увеличение деэмульгирующей способности.

Произведя все расчеты, как для ОП-10, мы получим следующие данные:

затраты на деэмульгирование при расходе 1·10^-4 т. Реагента/т нефти, при цене в 706054 тенге/тонну реагента, составили: 58,697 млн. тенге.

Затраты на вспомогательные материалы: 20,597 млн. тенге.

Транспортные затраты: 752,709 млн. тенге.

Затраты производственного характера: 29,304 млн. тенге.

Затраты на прочие услуги: 4,086 млн. тенге.

Прочие затраты: 317,259 млн. тенге.

Амортизация основных средств: 2,9 млн. тенге.

Затраты на пользование автодорогами: 1,038 млн. тенге.

Далее аналогично просчитываем накладные расходы, сумма затрат на сбор и подготовку нефти, удельную себестоимость сбора и подготовки 1 тонны нефти. Определим общую удельную себестоимость, прибыль от реализации подготовленной нефти.

Накладные расходы = (58,697 + 20,597 + 272,154+ 752,709 + 29,304 +

+ 4,186 + 317,259+ 1269,034 + 393,401+ 2,9 + 1,038)·5% = 3121,279 · 5% = 156,064 млн. тенге.

Сумма затрат на сбор и подготовку нефти равна:

зат = 3121,279 + 156,064 = 3277,34 млн. тенге.

Удельную себестоимость сбора и подготовки 1 тонны нефти найдем как отношение суммы всех затрат по сбору и подготовке нефти к общему объему подготовленной нефти:

(6.20)

сумма затрат на сбор и подготовку нефти,

- объем подготовленной нефти, тонн;

= 3277,34 ·10⁶ /837273,6 = 3914,3 тенге

Определим общую удельную себестоимость нефти, которая складывается из суммы удельной себестоимости на добычу 1 тонны нефти:

(6.21)

= 3853,31 + 3914,3 = 7767,61тенге.

Цена 1 тонны нефти месторождения Узень - 35500 тенге без НДС, с НДС 39500 тенге.

Определим прибыль от реализации подготовленной нефти по формуле:

(6.22)

где - фактическая реализация.

П = 837273,6 · (35500 -7767,61) = 23219,598 млн. тенге.

Сумма затрат на сбор и подготовку нефти с применением деэмульгатора СНПХ-44 составит: 3277,34 млн. тенге.

Удельная себестоимость сбора и подготовки 1 тонны нефти найдем, как 3914,3 тенге. Общая удельная себестоимость 7767,61 тенге.

Прибыль составляет 23219,598 млн. тенге.

Таблица 6.6 - ТЭП применения деэмульгаторов ОП-10 и СНПХ-44 на месторождении Узень

Статьи затрат	Стоимость затрат с применением ОП-10	Стоимость затрат с применением СНПХ-44
Объем добыча нефти, тонн/год	837273,6	837273,6
Амортизация на основные средства, млн. тенге	584,111	584,111
Энергетические затраты, млн. тенге	272,154	272,154
Затраты по искусственному воздействию на пласт, млн. тенге	53,971	53,971
Фонд оплаты труда (ФОП), млн. тенге -АУП -ИТР -ППП	772,136 376,653 120,245	772,136 376,653 120,245
Итого фонд оплаты труда, млн. тенге	1269,034	1269,034
Отчисления от фонда оплаты труда, млн. тенге	393,401	393,401
Общие и административные расходы, млн. тенге	3226,275	3226,275
Затраты на деэмульгирование, млн. тенге	110,398	58,697
Затраты на материалы, млн. тенге	20,597	20,597
Затраты на сбор, транспортировку и технологической подготовки нефти, млн. тенге	752,709	752,709
Затраты производственного характера, млн. тенге	29,304	29,304
Затраты на прочие услуги, млн. тенге	4,186	4,186
Прочие затраты, млн. тенге	317,259	317,259
Амортизационные отчисления по системе сбора и подготовке нефти, млн. тенге	2,9	2,9
Отчисления за использование дорог, млн. тенге	1,038	1,038
Накладные расходы, млн. тенге	158,629	156,064
Сумма затрат на сбор и подготовку нефти, млн. тенге	3331,629	3277,34
Удельная себестоимость сбора и подготовки 1 тонны нефти, тенге/тонну	3979,140	3914,3
Общая удельная себестоимость нефти, тенге/тонну	7832,45	7767,61
Прибыль от реализации подготовленной нефти, млн. тенге	23165,309	23219,598

На основе этих данных можно сделать вывод, что применение деэмульгатора СНПХ-44 экономически выгоднее, чем применение деэмульгатора ОП-10. В результате использования деэмульгатора СНПХ-44 уменьшается удельная себестоимость нефти на 64,84 тенге и увеличивается прибыль от реализации подготовленной нефти на 54,289 млн. тенге, кроме того, увеличивается качество товарной нефти.

Заключение

В настоящее время на месторождении Узень в блоках 2а - 3 сохранено 5 горизонтов - XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII. Горизонты имеют достаточно выдержанные толщины порядка 40-60 м и в них выделено от 4 до 14 песчано-алевролитовых пластов, прослеживающихся в пределах всего месторождения, но не на всей площади являющихся коллекторами.

Разработка месторождения, как известно, прошла через несколько стадий, характеризовавшихся различным состоянием термодинамических условий залежей. Так, имевший место в начале разработки, упругий режим сменился режимом разгазирования, который, в свою очередь, сменился водонапорным режимом, при котором разработка осуществляется до настоящего времени.

Залежи нефти в XIII-XVIII горизонтах Узеньского месторождения имеют близкие по абсолютным отметкам водонефтяные контакты (ВНК) и многими исследователями рассматриваются, как единая пластово-массивная залежь.

На структурной карте по кровле коллектора XIII горизонта видно, что большинство новых скважин, пробуренных в блоке 2а, расположены в сводовой части структуры и единичные на крыльях. В блоке 3 вновь пробуренные скважины расположены, в основном, в сводовой части структуры и единичные на северном крыле. На южном крыле нет ни одной новой скважины.

Действующие добывающие и нагнетательные скважины расположены бессистемно, расстояния между действующими добывающими и ближайшими нагнетательными скважинами составляет от 250м до 1200 м. Плотность сетки действующих скважин составляет 0.315 км.

Эксплуатация скважин ведется, в основном, механизированным способом, в частности, глубинно-насосным способом. Газлифт отсутствует, фонтанным способом эксплуатируется небольшая часть скважин.

На месторождении Узень пластовое давление поддерживается с помощью закачки в пласт воды. Сопровождаемое при этом обводнение залежей влечет существенные изменения физико-химических свойств нефти и состава нефтяного газа.

В настоящее время текущая обводненность нефти на 2а-3 блоках в среднем по горизонтам составляет 60-90 %.

Основными характеристиками состояния разработки месторождения являются коэффициент извлечения нефти (КИН), темпы отбора от начальных извлекаемых запасов и отбор от начальных извлекаемых запасов нефти. Максимальный КИН достигнут по XVI горизонту в блоке 2а - 0.32, в блоке 3 по XVI-XVII горизонтам - 0.3. Темпы отбора от начальных извлекаемых запасов в настоящее время очень низкие - от 0.9 % до 0.3 %. По сравнению с лучшими годами они ниже в 2-5 раз. Максимальный отбор от начальных извлекаемых запасов нефти - по XVI-XVII горизонтам - 70.7 % и 67.1 % соответственно.

Анализ показывает, что коэффициенты охвата заводнением по пластам меняются в широком диапазоне от 0.06 до 0.91, в целом по горизонтам (объектам эксплуатации) - от 0.27 до.0.79. Самым низким коэффициентом охвата характеризуется XIII горизонт, наибольшим - 0.79 - XVI горизонт. Это может быть связано с различиями в геологическом строении пластов-коллекторов рассматриваемых горизонтов.

Механизированный способ эксплуатации штангово-глубинными насосами (ШГН) является основным способом эксплуатации скважин.

На месторождении применяются такие основные технологии повышения нефтеотдачи, как закачка горячей воды, ступенчато-термальное заводнение, площадное заводнение, закачка водных растворов поверхностно-активных веществ.

Для месторождения Узень, эксплуатирующегося с 60-х годов, технология сбора определена много лет назад на соответствующем тому времени уровне техники и технологии. Была принята однотрубная система сбора с подготовкой на едином для всего месторождения центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). Учитывая значительные расстояния от скважин до ЦППН и недостаточность резерва устьевых давлений для транспорта за счет энергии пласта, технология включила в себя промежуточные установки ГУ, где производится разделение потока на нефть и газ для возможности дальнейшей насосной откачки нефти по системе нефтесбора на ЦППН. Данная технология была необходима, но в условиях специфических физико-химических свойств нефти, когда застывание ее происходит уже при температуре выше 32 ^оС, и значительного фонда скважин с дебитом ниже 10 т/сут, промысловый транспорт нефти был значительно осложнен активными процессами парафиноотложений.

Применение стекловолокнистых труб с электроподогревом является перспективной альтернативой применению устьевого подогрева, который на протяжении многих лет использовался на месторождении Узень. Трубы из стекловолокна в меньшей степени подвержены отложениям парафина, устойчивы к коррозионному износу.

В разделе охраны труда освещаются вопросы по возможно опасным и вредным факторам при сборе и подготовке нефти и газа на месторождении Узень. И далее приведены ряд защитных мероприятий по их устранению и соблюдению действующих правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии, противопожарной профилактике, требования к пожарной безопасности, эксплуатации и нормам технологического процесса. Дается описание техники безопасности при работе на системе сбора сепараторов, факельного хозяйства, печей подогрева, резервуаров, насосов, нефтесборных и газосборных сетей.

Раздел охраны окружающей среды дает полный анализ опасных и вредных загрязняющих веществ атмосферы, водных ресурсов, земель, биоресурсов. Также описан перечень мероприятий по защите и охране окружающей среды от загрязнителей. Предусматривается рабочий комплекс природоохранных мероприятий по утилизации и захоронению строительных, промышленных и бытовых отходов.

Размещено на Allbest.ru