Каталог примерных цен на строительство скважин на нефть и газ

Общая часть

1.1 История возникновения ,учреждения и развития предприятия:

- как и когда было основано предприятие;

-какова его форма собственности (частная- индивидуальная,

частная- коллективная , смешенная, государственная,

совместная с иностранной фирмой);

-в какой организационно- правовой форме предприятие функционирует (товарищество, АО ,национальная компания и др.);

-как изменялись виды, структура , ассортимент товарной продукции (видов работ) на протяжении всех лет работы предприятия.

1.2 Организационная структура предприятия ( состав и взаимосвязи подразделений, отделов, участков, цехов, бригад, рабочих мест).

1.3 Управленческая структура предприятия (состав и соподчинения органов управления, взаимосвязи между руководителями

функциональных отделов и подразделений).

1.4 Технико- экономические показатели деятельности предприятия

за год ( анализ их выполнения).

Расчетная часть

1.

2.1 Расчет нормативной продолжительности цикла строительства проектируемой скважины.

2.2 Расчет основных нормативных технико-экономических

показателей строительства проектируемой скважин:

-расчет средней глубины бурения проектируемых скважин;

-расчет цикловой скорости бурения;

-расчет коммерческой скорости бурения;

-расчет технической скорости бурения;

-расчет рейсовой скорости бурения;

-расчет механической скорости бурения;

-расчет средней проходки на долото;

-расчет производительности труда;

-расчет общей продолжительности проектируемых работ

2.3 Расчет ожидаемого прироста запаса нефти:

-на 1 м проходки скважины;

-на 1 поисковую скважину.

2.4 Расчет ассигнований на строительство проектируемых скважин:

-расчет общих затрат на строительство проектируемой скважин;

-расчет геолого- экономической эффективности строительство скважин;

2.5 Расчет основных технико- экономических показателей строительства проектируемых скважин в новых усовершенствованных условиях процесса

бурения скважин.

2.6 Расчет экономической эффективности бурения скважин в новых усовершенствованных условиях.

2.7 Расчет изменения производительности труда на бурении скважин

в новых усовершенствованных условиях .

2.8 Сравнительная таблица технико- экономических показателей строительства скважин в нормативных и усовершенствованных

условиях бурения.

3 Специальная часть.

3.1 Технология отчистки, переработки и утилизации отходов и нефтешламов.

Заключение.

Список используемой литературы.

ВВЕДЕНИЕ

Цели и задачи курсового проекта:

*приобрести практические навыки расчета технико-экономических показателей при строительстве нефтяных и газовых скважин;

*закрепить способы действий по заполнению экономических таблиц;

*получить необходимые знания, умения и навыки для выполнения экономической части дипломного проекта.

- Решение следующие задачи (выполняются работы):

-Расчет нормативной продолжительности цикла строительства проектируемых скважин.

-Расчет основных нормативных технико-экономических показателей строительства проектируемых скважин:

- расчет средней глубины бурения проектируемых скважин;

- расчет цикловой скорости бурения;

- расчет коммерческой скорости бурения;

- расчет технической скорости бурения;

- расчет рейсовой скорости бурения;

- расчет механической скорости бурения;

- расчет средней проходки на долото;

- расчет производительности труда;

- расчет общей продолжительности проектируемых работ.

-Расчет ожидаемого прироста запасов нефти:

- на 1 м проходки скважин;

- на 1 поисковую скважину.

-Расчет ассигнований на строительство проектируемых скважин:

- расчет общих затрат на строительство проектируемых скважин;

- расчет геолого-экономической эффективности строительства скважин.

-Расчет основных технико-экономических показателей строительства проектируемых скважин в новых усовершенствованных условиях процесса бурения скважин.

-Расчет экономической эффективности бурения скважин в новых усовершенствованных условиях.

-Расчет изменения производительности труда на бурении скважин в новых усовершенствованных условиях.

-Сравнительная таблица технико-экономических показателей строительства скважин в нормативных и усовершенствованных условиях бурения.

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 История возникновения ,учреждения и развития предприятия:

АО «КазМунайГаз» Образовано указом президента Казахстана от 20 февраля

2002 года путём слияния ЗАО «ННК „Казахойл“» и ЗАО «НК „Транспорт нефти и газа“».

В декабре 2011 года было подписано соглашение о вхождении компании в консорциум по разработке Карачаганакского нефтегазового месторождения. Предполагается, что после продажи 10 % за $3 млрд доли между нынешними участниками консорциума распределятся следующим образом: у British Gas и ENI останется по 29,25 %, у Chevron — 18 % и у «Лукойла» — 13,5 %

Национальная компания «КазМунайГаз» является вертикально интегрированной нефтегазовой компанией, осуществляющей полный производственный цикл от разведки и добычи углеводородов, их транспортировки и переработки до оказания специализированных сервисных услуг.

АО НК «КазМунайГаз» — казахстанская национальная нефтяная компания. Полное наименование —Акционерное общество «Национальная компания КазМунайГаз». Штаб-квартира — в Астане, 90 % акций компании находятся в управлении АО «Казахстанский холдинг по управлению государственными активами „Самрук-Казына“». 10% акций КМГ принадлежат Национальному банку Республики Казахстан.

Казмунайгаз — национальная нефтегазовая компания Казахстана по добыче, разведке, переработке и транспортировке нефти. В активеКазмунайгаза находится Разведка Добыча «КазМунайГаз», Казахойл-Актюбе (67 %), Мангистаумунайгаз (50 %), Тенгизшевройл (20 %),КазМунайТениз (20 %), Кашаган (16,81 %), PetroKazakhstan (33 %) и другие. Для вхождения КМГ в число 30 крупнейших нефтегазовых компаний мира к 2022 году определены 15 стратегических целей по ключевым бизнес-направлениям Компании:

1. Увеличение объемов доказанных извлекаемых запасов жидких углеводородов (нефти и газового конденсата);

2. Увеличение объемов добычи нефти и газа;

3. Обеспечение стабильной транспортировки нефти;

4. Увеличение объемов переработки нефти;

5. Повышение глубины переработки на казахстанских НПЗ;

6. Увеличение объема реализации нефтепродуктов на розничном рынке Казахстана;

7. Увеличение объемов транспортировки газа;

8. Увеличение объемов реализации газа на внутреннем рынке;

9. Рост доходности компании на вложенный капитал (ROACE);

10. Рост прибыли до уплаты налогов, расходов на амортизацию и процентов по кредитам (EBITDA margin);

11. Снижение коэффициента Долг / EBITDA;

12. Повышение рейтинга корпоративного управления;

13. Повышение производительности труда;

14. Увеличение доли местного содержания в общем объеме закупок товаров, работ и услуг;

15. Повышение рейтинга инновационно-технологического развития.

1.2 Организационная структура предприятия ( состав и взаимосвязи подразделений, отделов, участков, цехов, бригад, рабочих мест):

Схема 1.1

1.3 Управленческая структура предприятия (состав и соподчинения органов управления, взаимосвязи между руководителями функциональных отделов и подразделений).

Схема 1.2

1.4 Технико- экономические показатели деятельности предприятия за год ( анализ их выполнения).

Фактически на 1 января 2015 г. доказанные остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата АО НК «КазМунайГаз» (с учетом долей участия) составляют 818,3 млн. тонн увеличение запасов нефти от утвержденной Стратегии развития АО НК «КазМунайГаз» произошли, в основном, за счет пересчета запасов разрабатываемых месторождений и доразведки месторождений активов КМГ.

За последние годы, в том числе за счет применения комплексирования методов геологоразведки и новых технологий сейсморазведки и геомоделирования, сделаны следующие открытия месторождений на суше и на море: Рожковская, Урихтау, Тасым Юго-Восточный, Асанкеткен, Жамбыл, Ракушечное море, Хазар, Ауэзов, Уаз, Кондыбай, Новобогатинское Юго-Восточное, а также открыт ряд месторождений на Востоке страны (Южный Торгай, Алакольский бассейн).

На основании полученных результатов по проведенным комплексным исследованиям по 15 осадочным бассейнам Казахстана, позволило Компании определить количественную оценку прогнозных ресурсов углеводородного сырья и выделить наиболее перспективные блоки и зоны, для проведения дальнейших исследований.

При проведении исследований для геологического изучения сложнопостроенных объектов и проведении полевых сейсморазведочных работ, в Компании применяются новые комплексные методики, такие как методики высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС), высокоплотные, широкоазимутальные и многокомпонентные системы наблюдения 3Д, применение специальных методик вертикально-сейсмического профилирования 3Д (ВСП) для более детального изучения литологического строения разреза, высокоточная аэромагнитная съемка.

При обработке данных также применяются современные технологии по методикам временной и глубинной обработки, мультифокусинга, методу общей поверхности отражения (CRS), технологии обработки дуплекс волн. Успешно применяется комплексирование другими геофизическими методами, такими как гравиразведка, магниторазведка, электроразведка и геохимическая съемка.

Например, на площади месторождения Кожасай, с целью дополнительного изучения строения продуктивного интервала подсолевой карбонатной толщи, с успехом применялась технология специальной обработки 3Д сейсмических данных по технологии «дифракционного мультфокусинга». По результатам работ проводится оптимизация дальнейшей разработки месторождения и размещения наклонных и горизонтальных скважин с учетом простирания прогнозных трещиноватых зон.

По результатам, методика рекомендована для применения на материалах Имашевского месторождения, запланировано применение на Амангельдинской группе местрождений.

Применяемые методики повышают эффективность выполнения ГРР на других месторождениях, имеющих аналогичные сложности геологического строения.

Компания планирует достичь увеличения запасов, благодаря дополнительной геологоразведке недр на больших глубинах (горизонты в подсолевом комплексе Прикаспийского бассейна, связанные с Астрахано-Актюбинской зоной поднятий и прибортовыми частями, крупные объекты по перспективной девонско-турнейской части разреза) за счет увеличения эффективности и объемов применения новых технологий ГРР разведки на море и на суше. Усиление развития и привлечение новых инновационных направлений и технологий в ГРР, обусловлено разведкой более сложных и глубокозалегающих объектов для изучения, что требует решения таких вопросов, как глубинность исследований, повышение сейсмической разрежённости, повышения точности скоростного анализа, прогноза коллекторских свойств и параметров, вещественного состава, выявление зон трещиноватости.

В 2013 году был инициирован международный проект региональных геолого-геофизических исследований в пределах Прикаспийской впадины- «Евразия», основными целями которого являются изучение глубинного геологического строения Прикаспийского региона с целью обнаружения новых и крупных залежей углеводородов и установления закономерностей их распространения на больших глубинах, оценка потенциальных углеводородных ресурсов региона Прикаспийского бассейна.

Также планируется проведение комплексного анализа изучения и уточнения перспективных слабоизученных отложений нижнего палеозоя в пределах Шу-Сарысуйского осадочного бассейна. Предусматривается бурение глубокой скважины с целью подтверждения газоносности нижних структурных этажей (нижнедевонский - додевонский комплекс) перспективной Моинкумской газоносной впадины (Амангельдинская группа месторождений) на глубинах до 5км.По результатам проведенных сейсмических исследований выделены новые перспективные структуры и залежи на разведочных участках КСКМ и суши. Совместно с инвесторами КМГ начинает геологоразведочные работы на новых проектах: Кансу, Оркен, Устюрт, Исатай, Абай.

Также продолжается проведение геологоразведочных работ в соответствии с Планом развития АО НК «КазМунайГаз».

В компании разработан и реализуется среднесрочный План мероприятий по расширению ее углеводородного потенциала и достижение целей:

Развитие компетенций и технологий глубокого бурения в ходе реализации проектов Каспия и прибрежных районов;

проведение научно-тематических исследований по выявлению и оценке ресурсов углеводородного сырья на перспективных участках на суше и море;

участие в создании корпоративного банка данных по курируемым проектам АО НК «КазМунайГаз» (КБД);

осуществляется мониторинг нефтегазовых проектов в части разведки, оценки, освоения и технологии разработки месторождений углеводородов;

формирование и развитие собственного центра по сбору, обработке и интерпретации геолого-геофизической, промысловой информации;

Рост коэффициента извлечения нефти (КИН);

Повышение производительности труда;

Прирост углеводородных запасов Компании;

Снижение темпов падения базовой добычи на зрелых месторождениях и прирост добычи углеводородного сырья в целом по Компании;

Снижение удельной себестоимости добычи нефти;

Повышение уровня экологичности сектора разведки и добычи

В целях дальнейшего развития научно-исследовательского потенциала и развития компетенций для решения актуальных вопросов разведки и добычи на месторождениях КМГ, в 2014 году был основан «Научно-исследовательский институт технологий добычи и бурения «КазМунайГаз» (НИИ ТДБ КМГ).

Объединенные усилия специалистов НИИ ТДБ КМГ и ДЗО направлены на проведение научно-исследовательских работ по изучению перспективных участков, мониторинг геологоразведочных проектов, разработку месторождений, улучшение процессов нефтедобычи для повышения нефтеотдачи пластов и обеспечения роста запасов и коэффициента извлечения нефти на месторождениях КМГ с учетом экономической эффективности проводимых работ.

Планируется, что НИИ ТДБ КМГ станет центром компетенций по проблемам добычи нефти и газа, а также будет формировать систему супервайзинга, охватывающего все стадии детального контроля, за разработкой месторождения, что позволит систематизировать информацию о циклах жизни месторождения и обеспечить повышение эффективности других разрабатываемых нефтегазовых месторождений КМГ.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Расчет нормативных затрат времени на цикл строительства скважины.

2.2. Расчет скоростей бурения и других технико-экономических показателей (ТЭП) при нормативном режиме строительства скважины.

1. Расчет средней глубины строительства скважин.

Н_ср= (Н₁ + Н₂ + Н₃) / n, где

Н₁ ; Н₂ ; Н₃ – проектные глубины скважин, п.м

n – количество скважин

Н_ср– средняя проектная глубина скважины, п.м

Н_ср= Н₁= 2200п. м

2. Расчет цикловой скорости бурения.

V_ц= , где

Н_ср– средняя проектная глубина скважины, п.м

Т_ц – продолжительность цикла строительства скважин, сутки

(см. Таб. №2, строка М, графа 7)

V_ц – цикловая скорость бурения, п.м/ст-месяц

V_ц = = 400п.м/ст-месяц или = 0,55 п.м/ч

3. Расчет коммерческой скорости бурения.

V_к= , где

Т_н – нормативная продолжительность бурения скважины, сутки

(см. Таб. №2, строка 7, графа 7)

V_к – коммерческая скорость бурения, п.м/ст-месяц

V_к = = 545,18 п.м/ст-месяц или = 0,75 п.м/ч

4. Расчет технической скорости бурения.

V_т= , где

Т_р– нормативное время на ремонтные работы, сутки

(см. Таб. №2, строка 7, графа 7)

V_т= =572,41 п.м/ст-месяц или = 0,79 п.м/ч

5. Расчет рейсовой скорости бурения.

V_р= , где

Т_{мех.бур.} – время механического разрушения горной породы

(время работы долота в забое), сутки (см. Таб. №2, строка А, графа 7)

Т_спо – время выполнения спускоподъемных операций, сутки

(см. Таб. №2, строка 4, графа 7)

Т_разн. – время на выполнение разных работ, сутки(см. Таб. №2, строка 6, графа 7)

V_р – рейсовая скорость бурения, п.м/ст-месяц

V_т = = 647,82 п.м/ст-месяц или = 0,89 п.м/ч

6. Расчет механической скорости бурения.

V_м= , где

Т_{мех.бур.} – время механического разрушения горной породы (время работы долота в забое), сутки (см. Таб. №2, строка А, графа 7)

V_м – механическая скорость бурения п.м/ст-месяц

V_м = = 835,54 п.м/ст-месяц или = 1,16 п.м/ч

7. Расчет средней проходки на долото, п.м.

d= , где Н_ср– средняя проектная глубина скважины, п.м

n – потребное количество долот на проходку скважины, штук

d = = 167,23 п.м/долото

8. Расчет производительности труда.

П_т = , где Ч_б – численность рабочих буровой бригады

П_т = = 169,23 п.м/чел.

9. Расчет общей продолжительности проектируемых работ, сутки.

Т_{пр.норм.} = , где

Н_общ – общий метраж проектируемых скважин, п.м

Н_общ = Н₁ + Н₂ + Н₃ + ……..(п.м)

V_ц – цикловая скорость бурения (п.м/ст-мес)

Т_{пр.норм.} = = 165 суток

10. Расчет прироста ожидаемых запасов на 1 п.м проходки скважин.

∆Q = Q_извл / Н_общ , где

Q_извл – извлекаемые запасы нефти, тонн

Н_общ– общий метраж проектируемых скважин, п.м

∆Q = Q_извл / Н_общ= 789000 / 2200 = 358,63 т/п. м

11. Расчет прироста ожидаемых запасов на 1 поисковую скважину.

∆Q = Q_извл / n , где n – число проектируемых скважин

∆Q = Q_извл / n = 789000 / 1 = 789000 т/скв.

Сводная таблица основных ТЭП на буровых работах.

Таблица №3.

2.3.Расчет сметной стоимости строительства скважин.

Каталог примерных цен на строительство скважин на нефть и газ

(тнг на 1 п.м, по состоянию на 2015 г.)

Примечание. При проектировании строительства скважин по регионам РК, необходимо применять поправочный коэффициент к стоимости работ и затрат, указанных в таблице на стр.12

(т.е. умножать на коэффициент).

В примере расчёта строительство скважины ведётся в ЗКО, поэтому применяетсяпоправочный коэффициент, равный 1

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: