Экономическое обоснование разработки месторождения полезных ископаемых

Содержание:

  1. Технико-экономического анализа
  2. Среднегодовые потоки нефти и жидкости
  3. Заключение
Предмет: Практика
Тип работы: Отчёт
Язык: Русский
Дата добавления: 27.12.2019

 

 

 

 

  • Данный тип работы не является научным трудом, не является готовой выпускной квалификационной работой!
  • Данный тип работы представляет собой готовый результат обработки, структурирования и форматирования собранной информации, предназначенной для использования в качестве источника материала для самостоятельной подготовки учебной работы.

Если вам тяжело разобраться в данной теме напишите мне в whatsapp разберём вашу тему, согласуем сроки и я вам помогу!

 

По этой ссылке вы сможете заказать отчёт по практике:

 

Заказать выполнение отчетов по практике

Посмотрите похожие темы возможно они вам могут быть полезны:

 

Анализ структуры валового продукта россии в 2005-2015 гг
Научная картина мира и ее эволюция
Инфраструктура рынка недвижимости
Рынок Структура и инфраструктура

Введение:

По результатам расчетов технико-экономических показателей разработки вариантов с различным темпом бурения и ввода в эксплуатацию проектных добывающих и нагнетательных скважин, наиболее экономически рентабельным был вариант с бурением 248 скв/год, но в рекомендуемом варианте предпочтение было отдано темпу бурения 152 скв/год, наиболее близкому к Производственной программе ПФ «Озенмунайгаз» на 2015-2018 годы.

Технико-экономического анализа

На основе технико-экономического анализа и как наиболее приемлемая с позиций технологичности и удобства исполнения, как буровых работ, так и работ по обустройству месторождения была выбрана схема осуществления бурения одновременно в 4 блоках (по одному блоку для каждого НГДУ).

Общее количество новых скважин для бурения, начиная с 2015 года, составляет 2423 и 597 скважин дублеров.

В рекомендуемом варианте предусматривалось совершенствование системы разработки объектов за счет организации внутриблочной площадной системы заводнения (ВПСЗ), путем выделения из существующего фонда площадных ячеек, при необходимости доукомплектации ячейки новыми добывающими и нагнетательными скважинами и проведение доперфорации для достижения максимального охвата воздействием. ВПСЗ, в основном, создается в ТП 2: на 14 горизонте - в пачках б (пласты б4-б7), в; в 15 горизонте - в пачках а, б; в 16 горизонте - в пачке I. При этом формируемая система, в основном, близка к 7 - точечной площадной системе заводнения.

При существующей разбуренности месторождения и геолого-геофизической изученности отдельные ячейки сформированы и на 13 горизонте, а также площадные девятиточечные элементы на слаборазбуренных куполах. Система формируется созданием ячеек из существующего добывающего и нагнетательного фонда скважин (действующих на объекте скважин, переведенных с других объектов, переназначенных из добычи в нагнетание и, наоборот), за счет бурения новых скважин, дострелов и изоляции определенных пластов и т. п.

Вновь созданные элементы системы заводнения (ячейки площади, отдельные добывающие и нагнетательные скважины) в TP 1 и TP 2 применяют максимальный охват перфорации и оптимизируют добычу пласта с учетом изменений потока фильтрации. вы.

Бурение новых нагнетательных скважин на всех технических объектах (TP 1, TP 2, TP 3) и переназначение старых изменит поток фильтрации (IPF). Скважины, которые ранее были выброшены в границах новой ячейки, должны быть воспроизведены для добычи нефти из-за изменений скоростей фильтрации. Поскольку IAP является неотъемлемой частью CEHP, механизм воздействия не назначается индивидуально.

Предварительные условия следующие:

  • Максимальная конфигурация ячеек эксплуатационных скважин, где функционируют нагнетательные скважины. После того, как каждая ячейка в скважине пробурена и введена в эксплуатацию на ТР 3, каждая ячейка должна быть отдельно затоплена и организована без задержек;
  • Для увеличения скорости закачки нагнетательных скважин, пробуренных при -ТР 3, требуется использование реагентов. Одним из таких высокоэффективных реагентов является полисил.

Для реализации технологии гидроразрыва пласта мы рекомендуем следующее:

  • Новая добывающая скважина TP 3, где гидроразрыв пласта происходит сразу после бурения;
  • Существующие фонды скважин, которые соответствуют критериям для использования ГРП и ранее не подвергались гидравлическому разрыву;
  • Существующий фонд скважины, в котором ранее был гидроразрыв пласта. Однако никакого эффекта не было получено (повторное гидравлическое дробление);
  • Инъекционная скважина TP 3 для улучшения инъекционной способности.

Существующие 1690 (включая 124 закачки), 246 новых добывающих и 83 нагнетательных скважины рекомендуются для гидроразрыва пласта на TP 3 (13 и 15 горизонта). Рекомендуется, чтобы гидроразрыв не проводился на всех эксплуатационных скважинах ячейки-один и нагнетательных скважинах.

Типичная среднегодовая экономия воды для рассматриваемого горизонта на 0,4% ниже, чем у проекта.

Годовая и накопленная добыча нефти по 13-18 пластам превышает проектный показатель на 63,9 тыс.тонн. Годовое и совокупное производство жидкости на 378,0 тыс. Тонн ниже проектного значения. В то же время существующий фонд составляет 3120 скважин, что является небольшим проектом из 56 единиц. В 2015 году недействительный фонд увеличился с 30 до 120 единиц по сравнению с предыдущим годом. Только в этом (2015) году 85 эксплуатационных скважин с пробоинами эксплуатационной колонны и нижними авариями были переведены в неактивный фонд и ожидают физической ликвидации.

Среднегодовые потоки нефти и жидкости

Среднегодовые потоки нефти и жидкости на 0,4 тонны / сутки и 1,6 тонны / сутки соответственно выше проектных показателей, составляя в целом 6,1 тонны / сутки и 33,3 тонны / сутки. Для новых скважин среднегодовая добыча нефти превышает проект на 6,4 тонны, достигая 16,4 тонны в сутки. Из 79 вновь пробуренных эксплуатационных скважин 74 соответствуют проектным точкам, 50 из которых были введены в эксплуатацию для гидроразрыва пласта, что полностью объясняет высокие темпы добычи нефти.

Селективность по текущим извлекаемым запасам обычно превышает расчетный показатель на 0,9%. Текущий коэффициент нефтеотдачи соответствует проекту, составляя 0,30 единиц.

Уровень закачки в этом году превысил проектный показатель на 1878,3000 м3, а выборочная компенсация составила 147,3%. Планируются геолого-технические мероприятия по увеличению добычи нефти за счет увеличения коэффициента извлечения нефти. Согласно рекомендуемым вариантам монтажа, будет введено 1440 новых добывающих скважин, из которых 1097 являются добывающими скважинами и 343 - нагнетательными скважинами. Ввод в эксплуатацию завершится в 2046 году.

Мы планируем приобрести 53523,5 тыс. тонн нефти в течение этого финансового года. В 2018 году ожидается максимальная добыча в 5 946 миллионов тонн. Реализация проектного решения требует капитальных вложений в размере 313 166 млн. рублей, которые будут освоены в период с 2001 по 2025 годы.

Экономическое обоснование разработки месторождения полезных ископаемых

Приведена динамика основных экономических показателей освоения месторождения Узень в соответствии с рекомендуемыми вариантами. С учетом предполагаемой цены продажи нефти стоимость добычи в течение проектного периода оценивается в 423 миллиарда рублей, стоимость ее производства и реализации составляет 224 736 600 рублей, а прибыль компании - 16635 миллионов рублей. Чистая прибыль возможна в период с 2016 по 2046 год.

Заключение

Поток денежных средств от разработки месторождения Узень положителен до 2046 года. Максимальное значение этого показателя достигается в 2017 году. В дальнейшем в связи с уменьшением прибыли идёт снижение денежного потока. За рассматриваемый период его величина составит 108543.8 млн. рублей, с учётом коэффициента дисконтирования 58451.2 млн. рублей.

От реализации проекта в доход государства за счёт налогов и отчислений сможет поступить 167919.2 млн. рублей.