Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Геолого-промысловая характеристика Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Анализ технологических режимов высокодебитных вертикальных скважин. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах, экономическая эффективность их бурения.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 10.11.2017
Размер файла 2,5 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.

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

Примечания

Iэтап.

Строительно-монтажные работы (Планировка и обустройство площадки под буровую, установка вышки и оборудования, продуктопроводов и т.д.)

Транспорт, спецтехника, дизель-электростанция, материалы (цемент и пр.), емкости хранения ГСМ, сварочные работы

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (дизельное топливо), сажа (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, КМЦ, недифференцированный остаток, окись марганца, окись хрома, фториды бензапирен, фтористый водород

II этап.

Бурение, крепление

Дизельная электростанция, ДВС, транспорт (ДВС), емкости ГСМ, емкости мазута, котельная (котлы), материалы, циркуляционная система, шламовый амбар

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды, сажа, (в пересчете на углерод), диоксид серы, глинопорошок, цемент, барит, КМЦ, бензапирен, сероводород, сажа (в пересчете на C2O5)

При использовании бурового оборудования с электроприводом перечень выбрасываемых в атмосферу веществ значительно уменьшится

III этап.

Испытание скважины (сжигание газа на факеле)

Сепаратор (факел), дизельная электростанция, котельная (котлы), емкости ГСМ, склад материалов и реагентов, транспорт

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), сажа, бензапирен, диоксид серы, углеводороды (в пересчете на углерод)

IV этап.

Демонтаж установки, консервация и ликвидация скважины

Транспорт, дизельная электростанция, газорезательный аппарат, емкости хранения ГСМ, котельная, циркуляционная система, шламовый амбар, превенторный амбар и т.д.

Оксид углерода, оксиды азота, углеводороды (метан), углеводороды (дизельное топливо и бензин), сажа (в пересчете на углерод[4]), бензапирен, диоксид серы, сероводород, цемент, пыль (барит)

Выделение сероводорода возможно при консервации и ликвидации скважин в период строительства

Рекультивация нарушенных земель

Обычно проектом на бурение предусмотрено проведение технического и биологического этапов рекультивации.

На этапе технической рекультивации проводится: разбивка бетонных площадок; засыпка больших углублений, амбаров, разравнивание обваловок и т.д. с перемещением грунта на 100 м; вывоз металлолома на базу; нанесение потенциально-плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 100 м; нанесение плодородного слоя почвы с перемещением грунта на 65 м; планировка площадки механизированная с целью выравнивания и уплотнения нанесенного грунта.

Рисунок 4.1 - Типичные источники выделения загрязняющих веществ и пути их распространения в атмосфере, гидросфере и литосфере при строительстве скважин и подземных емкостей

Биологический этап рекультивации, заключается в восстановлении растительного покрова на территории буровой площадки и проводится в летний период года.

4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке

В настоящее время накоплено достаточно нормативной и методической документации по предотвращению нештатных ситуаций на буровой установке. Соблюдение основных регламентирующих нормативных документов позволяет проводить работы по строительству горизонтальных скважин с достаточной степенью безопасности.

Приведем основные положения безопасного ведения работ на буровой площадке, которые позволяют избежать нештатных ситуаций.

Месторождения углеводородного сырья поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащего, располагающиеся на территориях с высокими степенями риска реализации природно-техногенной опасности выхода флюидов на земную поверхность по причине активного флюидодинамического вертикального массопереноса, присутствия в разрезе нескольких напорных флюидонасыщенных горизонтов с различным агрегатным и химическим составом, высокой аномальности разнонаправленных градиентов давлений по вскрываемой толще пород, в целях охраны окружающей среды, сохранения здоровья рабочего персонала и населения должны разрабатываться в сопровождении системы эколого-геодинамического мониторинга, а проекты строительства каждой новой скважины должны включать сведения о напряженно-деформированном состоянии массива горных пород, активности современных тектонических движений и степени развитости техногенеза недр и территории.

При прогнозируемой вероятности рапо-проявления из гидрохимической толщи (с аномально высоким пластовым давлением (АВПД)) рекомендуется предусмотреть расчетную равновесную разгрузку флюида, что позволяет предотвратить ухудшение свойств бурового раствора из-за введения избытка утяжелителя; минимизировать загрязнение экосистемы недр при разбуривании нижележащих горизонтов, не имеющих АВПД; улучшить качество вытеснения технической суспензии тампонажным раствором при последующем цементировании.

Для снижения развития вторичных геохимических и деформационных процессов, следствием которых могут стать нарушения в крепи скважин, процессы бурения должны вестись строго равновесно, без проявления флюидов или поглощения технологических (буровых, тампонажных и др.) суспензий, что достигается путем системного подбора компонентов, реализации оптимальных реологических программ, дифференцированного учета литогенетических преобразований глинистых пород и неоднородности хемогенных толщ.

С целью снижения вероятности возникновения межколонных давлений из-за термобарического и газогидрохимического воздействия флюидов на тампонажный камень его формирование должно происходить при минимальном объемном захвате газожидкостных флюидов; минимизированном содержании реагентов, подверженных термодеструкции с выделением вторичных компонентов в поровое пространство изоляционного комплекса крепи и сопредельные породы.

При образовании флюидопроводящих зазоров на контакте «цементный камень - горная порода» вследствие объемных преобразований не полностью вытесненного бурового раствора или снижения гидростатического давления после схватывания тампонажного раствора, деформаций горных пород по техническим и геодинамическим причинам необходимо установить природу источника притока, его емкостно-энергетический потенциал и провести восстановительные работы в крепи скважины до ее передачи в эксплуатационный фонд.

При источнике притока с невысоким емкостно-энергетическим потенциалом и низким дебитом, а также появлении газообразного флюида рекомендуется осуществить устьевую закачку через отводы межколонного пространства стабильных подвижных реологических смесей (щелочных кремнезолей), предотвращающих выходы сероводорода и кольматирующих тонкопористое пространство флюидопроводящей системы.

В случае невозможности продолжения бурения по геологическим, техническим (аварийные ситуации) или иным причинам ликвидация скважин осуществляется по дополнительным планам, утвержденным головной организацией и согласованным с аварийно-спасательной службой и Госгортехнадзором.

При ликвидации скважин необходимость и глубина установки цементных мостов определяется из расчета перекрытия нефтегазонасыщенных пластов, зон водонапорных комплексов или зон, содержащих токсичные компоненты.

Высота цементного моста для ликвидируемых скважин, законченных или прекращенных строительством и вскрывших высоконапорные газонефтеводоносные или содержащие более 6% сероводорода горизонты, должна быть выше кровли верхнего горизонта на 100 метров.

При ликвидации скважин, обсаженных эксплуатационной колонной, продуктивный пласт перекрывается цементным мостом по всей мощности плюс 100 метров выше «кровли» пласта.

В случае, когда по техническим причинам вскрытые горизонты изолировать друг от друга не представляется возможным, цементный мост устанавливается на максимально достижимой глубине, последовательно изолируя все вышележащие проницаемые пласты, не перекрытые обсадной колонной.

Цементный мост при изоляции зоны нарушения колонны (смятия, потертости, обрыва и т.д.) должен располагаться на 100 метров выше и на 50 метров ниже места нарушения.

Цемент для установки цементных мостов и ведения ремонтно-изоляционных работ, должен соответствовать геолого-техническим условиям и обладать коррозионной устойчивостью к агрессивным средам. Жидкость, которой выполняется ствол скважины, должна быть обработана ингибитором коррозии и нейтрализатором сероводорода.

После проведения изоляционно-ликвидационных работ через месяц, через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год осуществляется проверка состояния устья скважины, фиксируется отсутствие давления в затрубном и межколонном пространстве, осуществляется последующий контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода и других агрессивных газов, токсичных компонентов.

В случае обнаружения выходов нефти, газа и/или пластовых вод в районе устья ликвидированной скважины, а также загрязнения пресных вод или наличия в них нефти и газа применяются срочные меры по выявлению источника и его ликвидации по дополнительному плану.

Над интервалом перфорации устанавливается отсекающий мост высотой не менее 100 метров, выполненный из сероводородостойкого безусадочного цемента, либо съемное неразбуриваемое пакерующее устройство в сероводородостойком исполнении, согласованное с местными органами Госгортехнадзора.

Ликвидация скважин с межколонными давлениями осуществляется по индивидуальным планам, согласованным с местными органами Госгортехнадзора и предваряется следующими операциями.

Исследуется состояние крепи скважины с определением класса опасности (технологической и экологической).

Разгружаются межколонные давления и источники (генераторы) притока.

Проводятся изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи.

4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин

Экологическое обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин.

Горизонтальная скважина - это такая скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита от 2 до 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.

Основываясь на статистической отчетности по фактическим режимам работы скважин Оренбургского НГКМ, можно сделать вывод о том, что пробуренные в настоящее время горизонтальные скважины по добычным характеристикам в среднем в 2 раза предпочтительнее нежели вертикальные.

Экологические преимущества строительства горизонтальных скважин обусловлены снижением техногенного воздействия на окружающую среду, сокращением убытков и ущерба окружающей природной среде.

При строительстве одной горизонтальной (условно-горизонтальной) скважины взамен двух вертикальных сокращаются:

- площади изымаемых земель;

- объемы образования отходов производства и потребления;

- выбросы вредных веществ в атмосферный воздух.

Характеристика буровой установки как источника техногенного воздействия на окружающую природную среду

Строительство скважин оказывает техногенное воздействие на окружающую природную среду, начиная от поверхности земли до самых глубоких недр.

Поверхностное воздействие на окружающую среду при строительстве скважин связано с изъятием и нарушением земель, образованием и размещением отходов производства и потребления, а также выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Выделяются следующие основные этапы строительства скважин:

- строительно-монтажные работы;

- непосредственно бурение скважин;

- вызов притока газа и исследование скважины на продуктивность, при которых, превалируют те или иные виды поверхностного воздействия на природную среду.

При строительно-монтажных работах происходит нарушение земель. В этой связи, основным мероприятием по снижению техногенного воздействия на почвы является сокращение площадей изымаемых земель, за счет рационального (компактного) размещения оборудования буровой установки.

На этапе бурения скважин основное техногенное воздействие на окружающую среду оказывают буровые шламы, промывочные жидкости, буровые сточные воды, горюче-смазочные материалы и химические реагенты.

В целях снижения техногенного воздействия на окружающую среду на этом этапе строительства скважин выполняются мероприятия, исключающие растекание промывочных жидкостей и буровых растворов по территории буровой и их проникновение в верхние водоносные горизонты.

При вызове притока газа и исследовании скважины на продуктивность происходит кратковременный, но довольно мощный выброс вредных веществ в атмосферу.

В этот период, основным источником выбросов загрязняющих веществ является факельная установка и дизельная электростанция. В атмосферный воздух поступают загрязняющие вещества: оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сероводород, углеводороды, меркаптаны, сажа.

Для строительства одной скважины (как вертикальной, так и условно-горизонтальной) отводится 3,5 га земель во временное пользование сроком на 2 года. По истечению срока пользования, земли должны быть восстановлены до первоначального состояния и переданы землепользователю для дальнейшего использования по назначению.

С целью снижения негативного воздействия на почвы, после окончания строительства скважины на землях, отведенных во временное пользование, проводятся техническая и биологическая рекультивации.

Техническая рекультивация включает в себя:

- очистку территории от мусора, бетона, загрязненного грунта;

- выравнивание рытвин и ям;

- нанесение и разравнивание плодородного слоя;

- уплотнение плодородного слоя;

- весеннюю вспашку и боронование полосы строительства.

Работы по технической рекультивации должны быть закончены в течение года после окончания буровых работ и демонтажа оборудования.

Биологическая рекультивация земель проводится с целью полного восстановления плодородия земель для дальнейшего их использования по назначению. Для этого, проводят обработку нанесенного слоя почвы:

- вносят минеральные удобрения для улучшения пищевого режима почв (суперфосфат, комплексные удобрения, калий сернокислый);

- вносят органические удобрения для увеличения содержания органического вещества и повышения микробиологической активности почв;

- сеют травы (в кормовых севооборотах) однолетние, многолетние, злаковые и бобовые культуры для восстановления или формирования корнеобитаемого слоя и его обогащения органическими веществами.

- проводят глубокое рыхление, закрытие влаги, культивацию посевов.

В процессе строительства скважин образуются отходы производства и потребления в объемах представленных в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Объемы образования отходов производства и потребления при строительстве скважин на ОНГКМ

Класс опасности отходов

Объемы образования отходов, тон

Вертикальная скважина

Условно-горизонтальная скважина (отклонение 500 м.)

I

0,002

0,002

II

-

-

III

0,5

0,51

IV

122,5

135,2

V

7,1

7,15

Как видно из таблицы 4.2, основную массу отходов (до 94,5%) составляют отходы четвертого класса опасности, представляющие собой буровые шламы и отработанные буровые растворы. Причем, при строительстве условно-горизонтальных скважин, со смещением забоя по горизонтали на 500 м, объемы образования буровых шламов и отработанных буровых растворов на 7% превышает объемы образования отходов при строительстве вертикальных скважин. Это связано с дополнительными буровыми работами по вскрытию продуктивного пласта горизонтальным стволом скважины.

В целях снижения техногенного воздействия на окружающую среду отходы производства и потребления, образующиеся в процессе строительства скважин, размещаются на специализированных площадках захоронения.

Выбросы вредных веществ, при строительстве скважин, носят кратковременный характер и зависят от продолжительности строительства, которое определяется проектами на бурение скважин.

В период строительно-монтажных работ и бурения скважин источниками выбросов загрязняющих веществ являются: автотранспорт, дизельная электростанция, дымовая труба котельной установки, выхлопные трубы дизельных агрегатов (при использовании станков с дизельным приводом), дыхательные клапаны емкостей ГСМ, вентиляционная система помещения насосной и узел приготовления бурового раствора.

На этом этапе строительства скважин, для уменьшения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, бурение скважин рекомендуется осуществлять преимущественно буровыми станками с электроприводом.

На заключительном этапе строительства скважины проводятся освоение и исследование скважины на продуктивность. Освоение и исследование скважин после бурения проводится на трех режимах. Продолжительность исследований не зависит от типа скважин и составляет - 72 часа.

Этот период сопровождается кратковременным, но довольно мощным выбросом вредных веществ в атмосферу от всех типов исследуемых скважин. Источником выбросов загрязняющих веществ является факельная установка, от которой в атмосферный воздух поступают загрязняющие вещества: оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сероводород, углеводороды, меркаптаны, сажа.

Наиболее эффективным мероприятием по снижению техногенного воздействия на данном этапе строительства скважины является внедрение новой технологии освоения скважин с применением передвижных сепарационных установок, например, «Гео-Тест».

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу при строительстве новых скважин, приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при строительстве скважин

Наименование загрязняющих веществ

Выбросы загрязняющих веществ от одной скважины, тонн/год

вертикальной

условно-горизонтальной

Окислы азота

2,16

2,92

Диоксид серы

12,67

17,11

Сероводород

0,007

0,009

Оксид углерода

4,37

5,91

Углеводороды

0,20

0,27

Сажа

0,25

0,34

Бензапирен

0,000005

0,0000055

Зола мазутная

0,041

0,045

Взвешенные вещества

0,055

0,06

Керосин

0,36

0,39

Всего:

20,12

27,05

4.4 Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин

Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин выполнен в соответствии с действующей методикой [10]

Предотвращенные убытки от изъятия земель во временное пользование

Расчет убытков за изъятие земель во временное пользование определяется по соответствующим методикам и нормативам

, (4.1)

где - потери сельскохозяйственного производства, вызванные изъятием земель, выражаются в безвозвратной потере площадей используемых сельскохозяйственных угодий и возмещаются в целях сохранения уровня сельскохозяйственного производства путем восстановления площадей сельскохозяйственных угодий и их качества. Потери возмещаются в размере стоимости освоения равновеликой изъятию площади сельскохозяйственных угодий;

Уд - потери сельскохозяйственного производства от деградации земель;

S = 3,5га - площадь земель, изъятых во временное пользование;

Кз = 1,7 - коэффициент значимости почв и земель Оренбургской области.

Уув - упущенная выгода исчисляется умножением величины недополученного ежегодного дохода на коэффициент, соответствующий периоду восстановления нарушенного производства, по ценам, действующим на момент изъятия земель.

По данным Министерства сельского хозяйства Оренбургской области за 2008 год величина недополученного ежегодного дохода землепользователей составляет:

- Уд = 26 000 руб./га;

- Уув = 9100 руб./га.

Общая сумма предотвращенных убытков за изъятие земель во временное пользование для строительства одной вертикальной либо условно-горизонтальной скважины, в пересчете на 1 год, составит

4.5 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения

Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения, определяется в соответствии с «Методикой определения предотвращенного экологического ущерба», утвержденной Председателем Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды В.И. Даниловым-Данильяном 30 ноября 1999 г.

Оценка величины ущерба окружающей природной среде в результате размещения отходов -го класса опасности определяется по формуле

(4.2)

где - ущерб в результате размещения 1 тонны отходов i-го класса опасности;

= 162,4 руб./тонну - показатель удельного ущерба окружающей среде для Оренбургской области;

- объем образующихся отходов i-го класса опасности;

- коэффициент, учитывающий класс опасности i-го вида отходов.

Расчет ущерба окружающей природной среде в результате размещения отходов, образующихся при строительстве скважин, представлен в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Расчет предотвращенного ущерба окружающей природной среде в результате недопущения к размещению отходов на специализированной площадке захоронения

Класс опасности отходов

руб./ тонну

- предотвращенный объем образования отходов, тонн

Предотвращенный ущерб окружающей среде, руб.

I

162,4

7

0,002

2,27

III

162,4

2

0,49

159,15

IV

162,4

1

109,8

17831,52

V

162,4

0,2

7,05

228,98

ВСЕГО:

18221,93

4.6 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате загрязнения атмосферного воздуха стационарными и передвижными источниками выбросов

Размер ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ определяется в соответствии с «Методикой определения предотвращенного экологического ущерба», утвержденной Председателем Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды В.И. Даниловым-Данильяном 30 ноября 1999 г.

(4.3)

Где -ущерб от негативного воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ, руб./год;

= 67,4 - показатель удельного ущерба атмосферному воздуху, наносимого выбросами загрязняющих веществ для Оренбургской области, руб./усл. тонн;

- приведенная масса выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, усл. тонн/год

Где - фактическая масса i-го загрязняющего вещества, тонн/год;

- коэффициент относительной эколого-экономической опасности i-го загрязняющего вещества;

= 2 - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха для Оренбургской области.

Расчет предотвращенного ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух при строительстве скважин на Оренбургском НГКМ приведены в таблице 4.6.

Предотвращенный экологический ущерб от загрязнения окружающей природной среды представляет собой оценку в денежной форме отрицательных последствий, которые удалось избежать и определяется как доля ущерба, предотвращенного в результате строительства одной горизонтальной (условно-горизонтальной) взамен двух вертикальных скважин. Приведенный расчет показывает, что строительство условно-горизонтальных скважин, кроме технологических преимуществ значительно снижает техногенное воздействие на окружающую природную среду.

Таблица 4.6

Расчет предотвращенного ущерба от негативного воздействия на атмосферный воздух при строительстве скважин на Оренбургском НГКМ

Наименование загрязняющих веществ

Окислы азота

1,40

16,50

23,10

67,40

2,00

3 113,88

Диоксид серы

8,23

20,00

164,60

67,40

2,00

22 188,08

Сероводород

0,01

110,00

0,55

67,40

2,00

74,14

Оксид углерода

2,83

0,40

1,13

67,40

2,00

152,59

Углеводороды

0,13

0,70

0,09

67,40

2,00

12,27

Сажа

0,16

33,50

5,36

67,40

2,00

722,53

Бензапирен

0,00

12 500,00

0,06

67,40

2,00

7,58

Зола мазутная

0,04

10,00

0,37

67,40

2,00

49,88

Взвешенные вещества

0,05

1,20

0,06

67,40

2,00

8,09

Керосин

0,33

1,20

0,40

67,40

2,00

53,38

Всего Уусл.гор

195,72

26 382,42

В соответствии с выполненными расчётами, предотвращенный экологический ущерб при строительстве одной горизонтальной скважины, взамен двух вертикальных, составит:

26

382,42 = 208 404,35 руб./год.

5. Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин

5.1 Оценка экономической эффективности мероприятий

Оценка эффективности представляет собой отношение затрат и результатов реализации мероприятий, проектов.

Основными критериями оценки эффективности мероприятий, проектов являются:

- чистый доход (ЧД);

- индекс доходности (ИД);

- срок окупаемости (СО).

Чистый доход, чистый денежный поток - это накопленный поток денежных средств за расчетный период. Если принять, что притоки - достигнутые результаты реализации проекта, а оттоки - затраты, то разность этих величин будет составлять экономический эффект или чистый доход, который характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта, таким образом чистый денежный поток характеризует финансовый итог производственно-хозяйственной деятельности в периоде и вычисляется как разница между суммами притоков и оттоков средств.

Индекс доходности характеризует относительную "отдачу проекта" на вложенные в него средства. Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений - отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленных платежей).

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Это период, измеряемый в месяцах, кварталах, годах, начиная с которого первоначальные капитальные вложения и другие затраты, связанные с проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления. Это продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход становится положительным.

5.2 Порядок расчета экономической эффективности мероприятий

Для расчета экономической эффективности мероприятий определяются основные и оценочные показатели.

К основным показателям эффективности относятся:

- чистый доход;

- индекс доходности;

- срок окупаемости.

К оценочным показателям эффективности относятся:

- объем капитальных вложений;

- выручка от реализации продукции;

- эксплуатационные расходы;

- налог на имущество;

- налог на прибыль;

- чистая прибыль;

Расчетный период для оценки экономической эффективности мероприятия - 10 лет.

Определяется объем капитальных вложений (КВ)

Выручка от реализации продукции (В) рассчитывается как произведение объема произведенной продукции (Q) на цену продукции (Ц)

В = Q * Ц

Эксплуатационные расходы рассчитываются как произведение объема произведенной продукции (Q) на себестоимость продукции (S)

ЭР = Q * S

Затраты на производство продукции (З) определяются как сумма эксплуатационных расходов (ЭР) и амортизационных отчислений (АО)

З = ЭР + АО

Валовая прибыль рассчитывается как разность между выручкой от реализации продукции (В) и затратами, связанными с производством этой продукции (З).

ВП = В - З

Налог на имущество (Н1) рассчитывается как 2,2% от среднегодовой остаточной стоимости основных фондов.

Н1 = (КВ - АО) * 2,2%

Налогооблагаемая прибыль (НП) определяется как разница между валовой прибылью (ВП) и налогом на имущество (Н1)

НП = ВП - Н1

Налог на прибыль (Н2) определяется как 20% от налогооблагаемой прибыли

Н2 = НП * 20%

Чистая прибыль (ЧП) определяется как разница между налогооблагаемой прибылью (НП) и налогом на прибыль (Н2)

ЧП = НП - Н2

Чистый доход (ЧД) определяется как сумма прироста чистой прибыли (ЧП) и амортизационных отчислений (А) за минусом капитальных вложений (КВ).

ЧД = ЧП + АО - КВ

Накопленный чистый доход (?ЧД) определяется суммированием чистого дохода за период

Срок окупаемости показывает число лет, за которые капитальные вложения (КВ) окупятся через накопленный чистый доход.

СО =КВ/?ЧД

Индекс доходности (ИД) - отношение суммы денежных притоков к сумме денежных оттоков. В состав притоков денежных средств включаются выручка от реализации продукции (В) и амортизационные отчисления (АО), в состав оттоков денежных средств включаются капитальные вложения (КВ) и производственные затраты (ЭР), связанные с реализацией мероприятия, налог на имущество (Н1), налог на прибыль (Н2).

ИД =

5.3 Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных и вертикальных скважин

Экономическая эффективность рассмотрена на примере одной скважины №14003. Изменение технологических показателей при различном соотношении длины горизонтального ствола по двум другим скважинам имеют схожий характер. Таким образом, экономический расчет был проведен по данным одной скважины. Полученная зависимость экономической эффективности от различных условий по вариантам применима и к двум другим скважинам.[11]

Расчет экономической эффективности был проведен по трем вариантам:

- вариант 1 - длина горизонтального участка 120 м

- вариант 2 - длина горизонтального участка 150 м

- вариант 3 - длина горизонтального участка 200 м

Потребность в капитальных вложениях при бурении горизонтальных стволов различной длины представлена в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Капитальные затраты при бурении горизонтальных скважин

Бурение ГС

Ед. изм.

Сумма капитальных вложений

Длина горизонтального ствола

- 120 м

тыс. руб.

21 300

- 150 м

тыс. руб.

26 625

- 200 м

тыс. руб.

35 500

Расчеты экономической эффективности бурения скважин представлены в таблицах 5.2-5.3. Итоговые экономические показатели по рассмотренным вариантам длины ствола представлены в таблице №5.5

Таблица 5.5

Итоговые экономические показатели по рассмотренным вариантам

№ п/п

Наименование показателя

Усл. обозн.

Ед. изм.

120 м

150 м

200 м

1

Капитальные вложения

КВ

тыс. руб.

21 300

26 625

35 500

2

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

тыс. руб.

1307

31 914

82 925

3

Индекс доходности

ИД

-

1,06

1,06

1,05

4

Срок окупаемости

СО

годы

8,9

3,3

2,0

Таблица 5.2

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 120 м)

Показатели

Ед. изм.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИТОГО

1

Затраты на проведение работ

тыс. руб.

21 300

0

0

0

0

0

0

0

0

0

21 300

в том числе:

- капитального характера

тыс. руб.

21 300

21 300

2

Выручка от реализации продукции

тыс. руб.

65 629

65 629

65 629

65 629

65 629

61 035

56 762

52 789

49 094

45 657

593 482

3

Затраты на производство продукции и проведение работ

тыс. руб.

63 574

63 574

63 574

63 574

63 574

59 273

55 273

51 553

48 094

44 876

576 941

в том числе:

- эксплуатационные расходы

тыс. руб.

61 444

61 444

61 444

61 444

61 444

57 143

53 143

49 423

45 964

42 746

555 641

- амортизация

тыс. руб.

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

2 130

21 300

4

Валовая прибыль

тыс. руб.

2 055

2 055

2 055

2 055

2 055

1 762

1 489

1 236

1 000

781

16 541

5

Ставка налога на имущество

%

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

22

6

Налог на имущество

тыс. руб.

422

375

328

281

234

187

141

94

47

0

2 109

7

Налогооблагаемая прибыль

тыс. руб.

1 633

1 680

1 727

1 773

1 820

1 574

1 349

1 142

953

781

14 432

8

Ставка налога на прибыль

%

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

9

Налог на прибыль

тыс. руб.

327

336

345

355

364

315

270

228

191

156

2 886

10

Чистая прибыль

тыс. руб.

1 306

1 344

1 381

1 419

1 456

1 259

1 079

914

763

625

11 546

11

Чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 864

3 474

3 511

3 549

3 586

3 389

3 209

3 044

2 893

2 755

11 546

12

Накопленный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 864

-14 390

-10 879

-7 330

-3 744

-355

2 854

5 898

8 791

11 546

13

Норма дисконта

%

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

14

Коэффициент дисконтирования

1

0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

0,513

0,467

0,424

15

Дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 864

3 158

2 902

2 666

2 449

2 105

1 811

1 562

1 349

1 168

1 307

16

Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 864

-14 706

-11 804

-9 138

-6 688

-4 584

-2 773

-1 211

139

1 307

Чистый доход

тыс. руб.

11 546

Чистый дисконтированный доход

тыс. руб.

1 307

Индекс доходности за период

1,06

Срок окупаемости

год

8,9

Таблица 5.3

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 150 м)

Показатели

Ед. изм.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИТОГО

1

Затраты на проведение работ

тыс. руб.

26 625

0

0

0

0

0

0

0

0

0

26 625

в том числе:

- капитального характера

тыс. руб.

26 625

26 625

2

Выручка от реализации продукции

тыс. руб.

176 378

176 378

176 378

176 378

176 378

164 031

152 549

141 871

131 940

122 704

1 594 984

3

Затраты на производство продукции и проведение работ

тыс. руб.

167 794

167 794

167 794

167 794

167 794

156 235

145 485

135 487

126 190

117 543

1 519 912

в том числе:

- эксплуатационные расходы

тыс. руб.

165 132

165 132

165 132

165 132

165 132

153 573

142 823

132 825

123 527

114 880

1 493 287

- амортизация

тыс. руб.

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

2 663

26 625

4

Валовая прибыль

тыс. руб.

8 583

8 583

8 583

8 583

8 583

7 796

7 064

6 383

5 750

5 161

75 072

5

Ставка налога на имущество

%

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

22

6

Налог на имущество

тыс. руб.

527

469

410

351

293

234

176

117

59

0

2 636

7

Налогооблагаемая прибыль

тыс. руб.

8 056

8 115

8 173

8 232

8 291

7 562

6 888

6 266

5 691

5 161

72 436

8

Ставка налога на прибыль

%

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

9

Налог на прибыль

тыс. руб.

1 611

1 623

1 635

1 646

1 658

1 512

1 378

1 253

1 138

1 032

14 487

10

Чистая прибыль

тыс. руб.

6 445

6 492

6 539

6 586

6 632

6 050

5 511

5 013

4 553

4 129

57 949

11

Чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 517

9 154

9 201

9 248

9 295

8 712

8 173

7 675

7 216

6 791

57 949

12

Накопленный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 517

-8 363

838

10 086

19 381

28 093

36 266

43 942

51 157

57 949

13

Норма дисконта

%

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

14

Коэффициент дисконтирования

1

0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

0,513

0,467

0,424

15

Дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 517

8 322

7 604

6 948

6 349

5 409

4 614

3 939

3 366

2 880

31 914

16

Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-17 517

-9 195

-1 591

5 357

11 706

17 115

21 729

25 668

29 034

31 914

Чистый доход

тыс. руб.

57 949

Чистый дисконтированный доход

тыс. руб.

31 914

Индекс доходности за период

1,06

Срок окупаемости

год

3,3

Таблица 5.4

Расчет экономической эффективности бурения (длина горизонтального участка 200 м)

Показатели

Ед. изм.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ИТОГО

1

Затраты на проведение работ

тыс. руб.

35 500

0

0

0

0

0

0

0

0

0

35 500

в том числе:

- капитального характера

тыс. руб.

35 500

35 500

2

Выручка от реализации продукции

тыс. руб.

360 959

360 959

360 959

360 959

360 959

335 692

312 194

290 340

270 016

251 115

3 264 152

3

Затраты на производство продукции и проведение работ

тыс. руб.

341 494

341 494

341 494

341 494

341 494

317 838

295 838

275 378

256 350

238 654

3 091 528

в том числе:

- эксплуатационные расходы

тыс. руб.

337 944

337 944

337 944

337 944

337 944

314 288

292 288

271 828

252 800

235 104

3 056 028

- амортизация

тыс. руб.

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

3 550

35 500

4

Валовая прибыль

тыс. руб.

19 465

19 465

19 465

19 465

19 465

17 854

16 356

14 962

13 666

12 461

172 624

5

Ставка налога на имущество

%

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

22

6

Налог на имущество

тыс. руб.

703

625

547

469

391

312

234

156

78

0

3 515

7

Налогооблагаемая прибыль

тыс. руб.

18 762

18 840

18 918

18 996

19 074

17 542

16 121

14 806

13 588

12 461

169 110

8

Ставка налога на прибыль

%

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

9

Налог на прибыль

тыс. руб.

3 752

3 768

3 784

3 799

3 815

3 508

3 224

2 961

2 718

2 492

33 822

10

Чистая прибыль

тыс. руб.

15 010

15 072

15 135

15 197

15 260

14 033

12 897

11 845

10 871

9 969

135 288

11

Чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-16 940

18 622

18 685

18 747

18 810

17 583

16 447

15 395

14 421

13 519

135 288

12

Накопленный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-16 940

1 682

20 366

39 113

57 923

75 506

91 953

107 348

121 769

135 288

13

Норма дисконта

%

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

14

Коэффициент дисконтирования

1

0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

0,513

0,467

0,424

15

Дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-16 940

16 929

15 442

14 085

12 847

10 918

9 284

7 900

6 727

5 733

82 925

16

Накопленный дисконтированный чистый поток денежных средств

тыс. руб.

-16 940

-11

15 431

29 516

42 363

53 281

62 565

70 464

77 192

82 925

Чистый доход

тыс. руб.

135 288

Чистый дисконтированный доход

тыс. руб.

82 925

Индекс доходности за период

1,05

Срок окупаемости

год

2,0

Показатели эффективности бурения горизонтальных скважин выше, чем показатели эффективности бурения вертикальных скважин, поэтому предпочтительнее бурение горизонтальных скважин, при этом, не смотря на рост стоимости работ в зависимости от длины ствола выгоднее увеличение длины ствола, при этом необходимо учитывать и технические условия бурения.

По данным таблицы 5.5 можно сделать вывод о самом рентабельном варианте сочетания рассматриваемых параметров для скважины №14003. Данная зависимость будет наблюдаться и для двух других скважин.

Ранее самым оптимальным был выбран вариант с длинной горизонтального ствола равной 150 м. Результаты расчетов экономической эффективности показывают, что оптимальным будет вариант с длинной горизонтального ствола 200 м. Так как он имеет самый короткий срок окупаемости - 2 года, наибольший чистых доход - 82 925 тыс. руб. и индекс доходности -1,05.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе проведен анализ влияния длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб горизонтального ствола, а также радиуса кривизны на устьевое давление при различных дебитах горизонтальной скважины на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ.

Дана краткая характеристика Оренбургского НГКМ с точки зрения строительства горизонтальных скважин, а также обзор существующих методов газогидродинамических исследований горизонтальных скважин, необходимых для определения параметров пласта.

Проведен анализ технологических режимов и результатов газогидродинамических исследований трех высокодебитных вертикальных скважин зоны УКПГ-14. По результатам исследований определены коэффициенты фильтрационного сопротивления (aв и bв).

Выполнен пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважин (aг и bг).

По трем горизонтальным скажинам (№№ 14060, 15072, 15073) определена зависимость устьевого давления от различных параметров (длины и диаметра обсадных колонн и фонтанных труб, дебита скважины и радиусах кривизны). Выбраны и обоснованы оптимальные длина и диаметр горизонтального ствола, радиуса кривизны и диаметра фонтанных труб обеспечивающих минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Кроме того, проведен экономический анализ полученных вариантов. Рассчитаны основные показатели экономической эффективности каждого варианта и проведено их сравнение.

Также оценена безопасность и экологичность проекта. Определены основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин на каждом из этапов строительства.

Описаны предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке и дано обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин с экологической точки зрения.

С целью комплексного анализа преимущества строительства горизонтальных скважин выполнен расчет предотвращенного экологического ущерба.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Газопромысловое управления ООО «Газпром добыча Оренбург». Геологический отчет. Оренбург: s.n., 2009.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности гори-зонтальных скавжин вскрывших газовые и газоконденсатные пласты. 1995.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. 2004.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В,. Технология применения горизонтальных скважин. 2006.

5. Алиев З.С., Самуйлова Л.В., Котлярова Е.М., Мараков Д.А. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин. 2010.

6. Алиев З.С., Самуйлова Л.В., Котлярова Е.М., Гончаров С.В. Методы определения пластового и забойного давлений в горизонтальных скважинах различной конструкции. Оренбург: s.n., 2010.

7. Алиев З.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М : ГАНГ, 1992.

8. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989.

9. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.

10. РД 51-1-96. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов поликомпонентного состава, в том числе сероводородосодержащих. М.: s.n., 1996 г., - 80 с.

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестционных проектов. М.: 2000.

Размещено на Allbest.ru


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.