дипломная работа. Бакалаврская работа
 Скачать 2.88 Mb.
|
|
3.2 Расчет критического дебита газа для выноса жидкости После выбора необходимых лифтовых колонн для газовых скважин месторождения им. Ю.Корчагина были проведены расчеты по определению критического (минимально-допустимого) дебита газа, при котором на забое 56 газовой скважины не происходит накопления жидкости. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.8. Рисунок 3.8 – Результаты расчета минимального значения дебита газа для проектных газовых скважин неокомского яруса, обеспечивающего вынос жидкости с забоя На графике представлены кривая притока (Inflow) – поток флюида из пласта на забой скважины и кривая оттока (Outflow) – поток флюида от забоя до устья. Зеленая линия с проекцией на ось абсцисс, показывает минимальный дебит газа, при котором на забое скважины не происходит накопление жидкости. Таким образом, на основании приведенных расчетов (см. рисунок 6.8), минимальный дебит газа для газовой залежи неокомского яруса составляет порядка 95 тыс. м3/сут. Указанное ограничение по дебиту газа учитывалось при проведении расчетов показателей вариантов разработки. Отличительными особенностями разработки неокомской залежи месторождения им. Ю. Корчагина является то, что вскрытие продуктивных отложений с различными характеристиками коллектора производится горизонтальными стволами большой протяженности и, в связи с наличием 57 газовой шапки и подстилающих вод, возникает необходимость регулирования отборов из зон с различными коллекторскими свойствами, с целью предотвращения прорывов газа и воды. Для месторождения им. Ю. Корчагина рассмотрен вариант внутрискважинного оборудования с применением технологии «интеллектуального» заканчивания скважин. В основе технологии «интеллектуального» заканчивания имеются возможности: эффективно эксплуатировать несколько разных продуктивных интервалов через одну скважину с целью оптимизации добычи; контролировать разработку залежи в каждой зоне, с целью увеличения конечной нефтеотдачи; выборочного интервального контроля прорывов газа и воды. Обзор мирового опыта и предложений фирм-производителей показал, что наиболее широко применяются два вида устройств для регулирования притока: скважинные регулируемые клапаны, используемые для изменения расхода отбираемых из пласта флюидов. Данное оборудование позволяет оперативно, на основании данных внутрискважинного мониторинга, осуществлять регулирование отборов из каждой зоны, чем осуществляется равномерный приток по всей длине горизонтального участка. Управление осуществляется по гидравлическим линиям с поверхности в достаточно широком диапазоне; нерегулируемые забойные штуцера (эквалайзеры), которые позволяют вести отборы из каждой зоны с заранее заданными параметрами, рассчитанными на основании геофизических и гидродинамически исследований. Установка нескольких эквалайзеров в каждой зоне, позволяет распределить депрессию по длине горизонтального участка. При применении в скважинах регулируемых клапанов, ограничения по количеству зон связано с возможностями изолирующих пакеров и устьевого 58 оборудования пропускать определенное число линий гидравлической и электрической связи. Применяемое на месторождении оборудование позволяет иметь на устьевой арматуре 9 герметичных вводов. В качестве скважинного регулируемого клапана используется интервальный распределительный клапан с плавным регулированием, который представляет собой дистанционно управляемое скважинное устройство регулирования дебита, обеспечивающее управление величиной притока из разных зон. Клапан является основной частью технологии «интеллектуального» заканчивания и используется где необходимо избирательное управление добычей или нагнетанием. Клапан позволяет оператору менять характеристики потока для интервала, не прибегая к внутрискважинным операциям. При использовании эквалайзеров, количество зон может быть увеличено, так как отсутствует необходимость в проводке гидравлических линий управления клапанами. При использовании штуцерных устройств (эквалайзеров), осуществляется разделение части ствола в продуктивной зоне на необходимое количество объектов с возможностью индивидуального контроля каждого из них, что обеспечивает равномерный приток по всей длине вскрытого интервала. Штуцерное устройство создает определенный перепад давления пропорционально плотности жидкости и линейной скорости. На основании условий конкретного пласта штуцеры предварительно регулируются, исходя из предполагаемых характеристик пласта, свойств флюида и величин расхода. Для получения необходимого эффекта регулировка должна соответствовать порядку величины перепада давления и коэффициенту продуктивности скважины. После уточнения неоднородности продуктивного пласта штуцеры могут заменяться (точно регулироваться) на буровой. 59 4 Экономическая часть Целью экономической части работы является расчет затрат и прибыли разработки месторождения для выяснения экономической целесообразности разработки месторождения им. Ю. Корчагина. 4.1 Расчет стоимости основных производственных фондов 4.1.1 Расчет капиталовложений Для реализации проекта по добыче нефти и газа на месторождении им. Ю. Корчагина необходимы следующие капиталовложения (таблица 4.1). Таблица 4.1 - Капиталовложения месторождения им. Ю. Корчагина Наименование капитальных вложений Кол-во Стоимость оборудования, млн. рублей Ледостойкая платформа -1 (ЛСП-1) 1 458 Ледостойкая платформа -2 (ЛСП-2) 1 546 Точечный причал 1 77 Плавучее нефтехранилище (ПНХ) 1 120 Подводный трубопровод 58 км 50 Оборудование для эксплуатации скважин 87 Наземная установка для погружного состава 26 комплекс оборудования для воздействия на пласт 36 Комплекс оборудования для эксплуатации морских шельфов 82 Конструкция оборудования забоев скважин 32 Внутрискважинное оборудование: Комплекс термостойкого оборудования для добычи нефти и газа: Труба теплоизолированная внутрискважинная ТК-114-73-350. 68 Пакер термостойкий ПТК 3К -140-350 15 Арматура термостойкая паровая АТПК -65-16- 350. 12 60 Стоимость вышеперечисленного оборудования на данный год составляет 1609 млн. рублей, но так как месторождение им. Ю. Корчагина начал свое функциональное развитие в 2010 году, расходы по его проекту будут расти до 2017 года в связи с новым бурением скважин. Расходы по транспортировке оборудования составляет 10% от стоимости оборудования. Монтаж данного оборудования вычисляется в процентном соотношении от стоимости оборудования – 15%. Расходы, связанные с бурением трех функционирующих скважин, составляет 98 млн. рублей. Из вышеперечисленных данных можно узнать стоимость капиталовложений на конец 2012 года по формуле: К общ =К 1 + К 2 +К 3 +К 4 , (1) где К 1 - стоимость оборудования; К 2 - затраты на монтаж; К 3 - транспортные расходы; К 4 - расходы на бурение. К 2 = К 1 ×15% = 1609×0,15 = 241,3 млн. руб. К 3 = К 1 ×10% = 1609×0,10 = 106,9 млн. руб. К общ =1609+241,3+106,9=1957,2 млн руб. Итого стоимость основных производственных фондов (капиталовложения) К общ = 1957,2 млн. руб. 4.1.2 Затраты на проектную эксплуатацию Затраты на освещение платформы Ввиду того, что на морской платформе нет линии электропередачи, используют дизельные генераторы. 61 Затраты на освещение С осв = 0,5 млн. руб. Затраты на технологию и на заработную плату Технологические расходы представляют собой расходы, связанные с добычей нефти и газа. Значения представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 – Технологический расходы Наименование статьи калькуляции Значения Расходы по искусственному воздействию на пласт, р./м3 16 Расходы по сбору и транспорту нефти и газа, р./т жидкости 95 Расходы по технологической подготовке нефти, р./т жидкости 49 Экологический мониторинг, тыс.р./год 15000 Проектный уровень добычи нефти составляет 1437 тыс.т. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0.813 т/м 3 Тогда: 1) Расходы по искусственному воздействию на пласт = 16* 1437/0,813 = 28,3 млн. рублей; 2) Расходы по сбору и транспортировки нефти и газа = 95*1437= 136,5 млн. рублей; 3) Расходы по технологической подготовке нефти = 49*1437= 70,4 млн. рублей. Итого расходы на технологические нужды составляют: 28,3+136,5+70,4+15=250,2 млн. рублей. Расчет заработной платы рабочих На платформе 250 рабочих. Средняя заработная плата одного рабочего 80 000 руб./мес. Расходы по заработной плате в месяц составляют: ЗП = 0,08 × 250= 20 млн. рублей. В год на заработную плату отчисляется — 240 млн. рублей. Отчисления на социальное страхование – 30 %. 62 240 × 30 % = 72 млн. рублей. Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды равняется: ФЗПотч = 240+ 72 = 312 млн. рублей. Затраты на обслуживание и ремонт платформы Затраты составляют 15 000 тыс.р./скв.-год, которые включают в себя: 1) Содержание и эксплуатацию оборудования 2) Капитальный ремонт добывающих скважин 3) Цеховые расходы Текущий фонд включает в себя 38 добывающих скважин. С обсл = 15 × 38= 570 млн. рублей. Затраты по охране труда Затраты по охране труда и технике безопасности могут быть исчислены исходя из средних затрат на одного рабочего в основном производстве в размере 0,030 млн. рублей в год. Общие затраты труда на всех рабочих: 0,030 * 250 = 7,5 млн. рублей Итого суммарные затраты по всем статьям расходов составляет: С = 1957,2+ 0,5 +250,2+312+570+7,5 = 3097,1 млн. рублей. Прочие расходы Прочие расходы составляют 5% от суммарных затрат- С пр = С × 5%, (2) где С- суммарные затраты, рублей С пр = 3097,1 × 0,05 = 154,86 млн. рублей. 4.1.3 Амортизационные отчисления В соответствии с классификатором для каждого оборудования имеется свой срок полезного использования, с помощью которого можно рассчитать 63 амортизацию. ПАО «Лукойл» применяет линейный метод начисления амортизации, который представлен в таблице 4.3. Таблица 4.3 - Срок полезного использования для оборудования Наименование оборудования Срок полезного использования, лет Амортизация, % Сумма амортизационных отчислений, млн.рублей/год ЛСП-1 30 3,3 15,11 ЛСП-2 30 3,3 18,01 Точечный причал 30 3,3 2,5 Плавучее нефтехранилище 30 3,3 3,9 Оборудование для эксплуатации скважин 25 2,5 1,25 Наземная установка для погружения состава 25 2,5 2,2 Комплекс оборудования для воздействия на пласт 20 2 0,52 Комплекс оборудования для эксплуатации морских шельфов 20 2 0,72 Конструкция забоя скважин 20 2 1,64 Труба теплоизолированная внутрискважинная 27 2,7 0,86 Паркер термостойкий 15 1,5 1,02 Арматура термостойкая паровая 20 2 0,3 Трубопровод 27 2,7 0,32 ИТОГО 48,4 Итого сумма амортизационных расходов по оборудованию составляет 48,4 млн. рублей. Смета годовых расходов представлена в таблице 4.4. 64 Таблица 4.4 - Смета годовых расходов № п/п Статьи расходов Сумма расходов млн. руб. 1 Заработная плата рабочих с начислениями на социальное страхование 312 2 Затраты на электроэнергию (осветительную) 0,5 3 Затраты по текущему ремонту и обслуживание оборудования 570 4 Амортизация оборудования 48,4 5 Затраты по охране труда 7,5 6 Затраты на технологию 250,2 7 Прочие расходы 154,86 ИТОГО 1343,4 Итак, себестоимость разработки месторождения без оборудования им. Ю. Корчагина составляет 1343,4 млн. рублей. 4.2 Расчет прибыли Известно, что предприятие реализует 1 м 3 нефти по 60$ за баррель = 3420 рублей (1$ - 57 рублей на текущий момент). 1 баррель нефти равен – 0,1364 т. Проектная производительность скважины по данным ПАО «Лукойл» по добычи нефти составляет – 1437 тыс. т/год. 1437000 / 0,1364= 10535190 баррелей. Тогда годовая выручка по нефти составит: ВР=10535190 * 3420= 36 030 млн. руб. Проектная производительность газа по данным ПАО «Лукойл» составляет 1 800 млн. 3 м /год. Газ реализуется по цене 3,80 рублей за 1 3 м . Годовая выручка по газу составит: ГВ = 1 800 * 3,8 = 6 840 млн. рублей/год. Общая годовая выручка составляет: ГВ общ= 36030+6840 = 42 870 млн. рублей. Годовая валовая прибыль: П = В – З = 42870 – 1343,4= 41 525,6 млн. рублей Налог на прибыль по ставке и = 20%. Тогда чистая прибыль, которая остается на предприятии: 65 П ч = П∙ (1 - 0,20) = 41535,6 × 0,80 = 33228,48 млн. рублей. Вывод: при проведении экономического расчета, можно сказать, что с реализацией данного проекта капиталовложения составили 1957,2 млн. руб, сумма годовых расходов по смете 1343,4 млн. руб., при продаже газа и нефти предприятие ПАО «Лукойл» получает в среднем ежегодно прибыль после налогообложения в размере 33228,48 млн. рублей. 66 5 Безопасность и экологичность На предприятиях топливно-энергетического комплекса уделяется особое внимание обеспечению технической безопасности и противоаварийной устойчивости производств и объектов, так как выполнение технологических процессов осуществляется с использованием взрывопожароопасных и токсических веществ, которые при несоблюдении правил безопасности могут нанести серьезный вред человеку и окружающей среде. Одним из крупнейших предприятий в сфере добычи нефти и газа является компания ПАО «Лукойл», которая занимается разработкой месторождения им. Ю. Корчагина. Компания уделяет значительное внимание охране труда сотрудников и экологическим нормам производства, поскольку обеспечение безопасных условий труда, охраны окружающей среды, снижение аварийности и травматизма являются основными задачами современного производства. 5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ Рабочим местом оператора по добыче нефти и газа являются производственные помещения, пункт контроля управления, находясь на которых сотрудник подвергается воздействию вредных и опасных производственных факторов, выделяющихся в атмосферу легких фракций нефти и попутных газов. При выбросе в атмосферу большого количества попутного газа содержание кислорода в воздухе резко снижается, атмосфера насыщается парами нефти и сопутствующих веществ. В процессе выполнения работ возникают опасные и вредные производственные факторы: - физические: шумовое воздействие от работающего оборудования; повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; 67 - химические: пары нефти, природный (попутный) нефтяной газ, спирт метиловый (метанол), сероводород, угарный газ, реагенты; токсическое воздействие на органы дыхания; кожные покровы и слизистые оболочки; оборудование подвержено внешним воздействиям, коррозии, низким температурам; - психофизиологические: нервно-психические и эмоциональные перегрузки, монотонность труда. Высокий уровень электрификации промыслов и жесткие условия эксплуатации электрооборудования (влажность, перепад температур, наличие горючих, взрывчатых и агрессивных веществ) могут привести к электротравмам, возникающим при контакте с токоведущими частями, при пробое электроизоляции и появлении напряжения на нормально токонепроводящих частях, при попадании в поле растекания тока в земле около упавших проводов. Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля. Аварийные ситуации могут возникнуть при подъеме спускоподъемного оборудования [1]. По основному виду экономической деятельности установлен XXX класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 7,4 % к начисленной оплате труда [2]. 5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ Проведение работ происходит в закрытом пространстве на ледостойкой стационарной платформе месторождения им. Ю. Корчагина, которое расположено в Астраханской области в климатическом регионе IV (I), средняя температура воздуха зимних месяцев равна -1 о С, средняя скорость ветра из 68 наиболее вероятных величин равна 2,7 м/с [2]. Район месторождения им. Ю. Корчагина относится к зоне континентального климата. Среднегодовая температура равна 10°С. В районе месторождения в целом за год преобладают ветры юго-восточного направления. Скорость ветра над морем в среднем составляет 3 м/с. За год выпадает осадков в среднем 156 мм, из них за теплый период 50-100 мм, за холодный – 30-70 мм. Минимум осадков приходится на февраль-март (до 10 мм), максимум на июнь- июль (до 22 мм). Осадки в основном выпадают в виде дождя. Помещение, в котором работает оператор, оборудуются системами центрального отопления и приточно-вытяжной вентиляции. Характеристики микроклимата воздуха рабочей зоны представлены в таблице 5.1 [3]. Таблица 5.1 - Оптимальные и допустимые нормы температуры, влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений оператора по добычи нефти Период года Температура, 0 С Относительная влажность, % Скорость движения, м/с Оп ти м аль на я Допустимая Оп ти м аль на я Допустимая на рабочих местах постоянных и непостоянных Оп ти м аль на я Допустимая на рабочих местах постоянных и непостоянных Верхняя граница Нижняя граница На рабочих местах Пос т. Не пос т. Пос т. Не пос т. Холодный 17 -19 21 23 15 13 40 -60 75 0,2 Не более 0,4 Теплый 20 -22 27 29 16 15 40 -60 70 (при 25 0 С) 0,3 0,2-0,5 Работы, выполняемые оператором по добыче нефти и газа по энергозатратам относятся к категории IIб. Это работы, связанные с ходьбой и |