Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Разработка месторождения

Разработка месторождения

Использование эффективных методик циклического заводнения пластов. Совершенствование методов обработки призабойных зон пластов добывающих скважин. Порядок и правила ввода в эксплуатацию фонда бездействующих скважин в зонах остаточных целиков нефти.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.01.2018
Размер файла 1,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Амортизация скважин и прочих основных фондов определяется по действующим нормам на реновацию.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти учтены платежи и налоги, начисляемые на себестоимость добываемой продукции. К их числу относятся налог на добычу нефти, единый социальный налог, плата за землю.

При оценке вариантов разработки были учтены затраты на ликвидацию скважин и объектов промыслового обустройства. Величина этих затрат определена исходя из 10% отчислений от стоимости основных фондов. Ликвидационные отчисления в условиях действующей налоговой системы (не предусматривающей создание специального фонда для его накопления) производятся из чистой прибыли недропользователя.

6.6 Результаты экономической оценки

В соответствии с принятыми условиями оценки по каждому варианту разработки были определены экономические показатели к числу которых относятся: выручка от реализации добываемой продукции, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, накопленный поток, дисконтированный накопленный поток, доход государства, дисконтированный доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в федеральный, региональный и местный бюджеты).

Экономические показатели по вариантам разработки рассчитывались в динамике по годам, этапам разработки (5, 10, 15, 30 лет) и в целом за проектный срок.

6.7 Анализ чувствительности проекта к риску

Для этого выбираем интервалы наиболее вероятного изменения факторов, которые оказывают влияние на итоговые показатели - НДПН, ЧТС.

Рассматриваются изменения следующих параметров:

- прирост добычи в результате применения трех вариантов дальнейших схем разработки;

- изменение цены на нефть на внешнем рынке (-20%, +20%) при реализации третьего варианта разработки как наиболее приемлемого;

- изменение налога на прибыль при реализации третьего варианта разработки (-10%, +10%).

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов отображаем при помощи диаграммы «Паук».

Вариация факторов:

ЧТС (Q) - прирост добычи в результате применения трех вариантов дальнейших схем разработки;

ЧТС (Ц) - изменение цены на нефть на внешнем рынке (-20%, +20%) при реализации как наиболее приемлемого третьего варианта разработки;

ЧТС (Н) - изменение налога на прибыль при реализации третьего варианта разработки (-10%, +10%).

ЧТС (Ц)

ЧТС (Н)

ЧТС (Q)

-30

1548

-20

3858

-10

4968

0

4756

4756

4750

10

4675

20

5640

30

7450

Все изменения чистой текущей стоимости при заданной вариации факторов находятся в положительной области.

Вывод: Данный вариант разработки можно применять, не опасаясь убытков при колебаниях цены на нефть, и при изменениях в налогообложении на прибыль.

Заключение, выводы и рекомендации

Суторминское месторождение введено в разработку в 1982 году. В 2006 году был утвержден в ЦКР Роснедра «Анализ разработки Суторминского месторождения» (протокол №3907 от 21.12.2006 г.), выполненный ОАО «ВНИИнефть».Технико-экономические показатели, представленные в данном проектном документе, утверждены на срок до 2011 г.включительно. В настоящее время учёт добычи нефти на Суторминском месторождении ведётся по 15 продуктивным пластам: БС0, БС1, БС5, БС6, БС7,0Б8, БC8,0Б9, БC91, БC92, БС101, БС102, БС11, БС12, ЮС1. За время разработки добыто нефти 132966 тыс тонн, геологические запасы категории В+С1 580481 тыс тонн, извлекаемые 169812 тыс тонн. Текущий КИН составил 0,229 при утвержденном 0,293.

Пласт БС1 промышленно эксплуатируется с 1984 года. В 1982 г. СибНИИНП (г. Тюмень) была составлена Технологическая схема разработки Суторминского месторождения, которая была утверждена ЦКР МНП в мае 1983 года (протокол №1023 от 18.05.83 г.) Рекомендуемым вариантом предусматривалось выделение 6 эксплуатационных объектов БС0, БС7, БС8-9, 1БС10, 2БС10, БС11. Проектный уровень добычи нефти составлял 20 млн. т. нефти в год. Пласт БС1 технологической схемой к разработке не предусматривался. В документе «Анализ разработки Суторминского месторождения» (протокол №3907 от 21.12.2006 г.) предусмотрена разработка эксплуатационного объекта БС1. За все время по пласту добыто нефти 1225 тыс тонн, геологические начальные запасы 13047 тыс тонн, извлекаемые 3960 тыс тонн. Текущий КИН составил 0,094 при утвержденном ГКЗ РФ 0,304.

В целях доразработки объекта и достижения планируемых величин КИН рассматриваются 3 варианта. В варианте 1 прогнозируется падение уровня добычи нефти и сокращение действующего фонда скважин. На конец разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 1,9 млн. т. (47,9% от утвержденных НИЗ).

В варианте 2 за счет ввода из бездействия, других категорий и перевода с нижележащих пластов годовой уровень добычи нефти достигнет максимума в 2014 г. и составит 182,3 тыс. т, затем продолжится его падение, к концу разработки при достижении обводненности 98% накопленная добыча нефти составит 3,766 млн. т. (КИН 0,289) По сравнению с вариантом 1 будет добыто дополнительно 1,868 млн. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 95,1%.

В варианте 3 максимальный за прогнозный период уровень годовой добычи нефти достигается в 2014 г. и составляет 323 тыс. т., темп отбора от начальных извлекаемых запасов 8,2%. Максимальный уровень отбора жидкости - 1,648 млн. т, ожидается в 2016 г. КИН на конец разработки составит 0,343 при обводненности 98%, по сравнению с вариантом 2 дополнительно будет добыто 714,7 тыс. т. Отбор от утвержденных НИЗ - 113,1%.

Разработка пласта БС1 предусматривается возвратным фондом, что в принципе не позволяет разместить скважины по регулярной сетке. Тем не менее, залежь пласта БС1 находится фактически в промышленной разработке - на северном участке пласта БС1 и в центральной части залежи частично сформирована рядная система размещения скважин (близкая к трехрядной).

На современном этапе эксплуатации залежи актуальными проблемами являются разработка эффективных технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин:

а) технология ремонтно-изоляционных работ при обводнении перетоков и подошвенной воды;

б) технология ОПЗ скважин, обводненность более 50%;

в) технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 400м3/сут, с обеспечением эффективности более 6 месяцев.

Список литературы

1. Бухаленко Е.И. Справочник нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 2002.

2. Авторский надзор за разработкой месторождений ОАО «Ноябрьскнефтегаз», СИБНИИНП, г. Тюмень, 2006.

3. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.

4. Верховцев А.В. Охрана труда. - М.: ИНФРА-М, 2007.

5. Геологический отчёт ТПДН «Муравленковскнефть» 2009 г. Муравленко.

6. Годовой отчет ТОДН ТПДН «МН». 2009 г.

7. Методические указания. Тюм.ГНГУ. 2009 г.

8. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра. 2006.

9. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2006.

10. Середа Н.Г. Сахаров В.А. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра, 2006.

11. Технологическая схема разработки Суторминского месторождения, СИБНИИНП, г. Тюмень, 2006 г.

12. Технологическая схема разработки Суторминского месторождения, СИБНИИНП, г. Тюмень, 2006 г.

13. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 2003.

14. Юрчук А.М. Истомин А.3. Расчёты в добыче нефти. - М.: Недра, 2006.

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены