Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 20 Апреля 2014 в 13:13, курсовая работа

Описание работы

Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.
Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

Содержание работы

ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района
1.2 История освоения месторождения
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфи
2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений. Гидрогеология
2.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения
3.2 Текущее состояние разработки
3.3 Анализ системы заводнения
3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов
4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству
буровых работ
4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи
4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин
4.2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками
4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН
4.2.4 Технические характеристики насосов
4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН
5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН
5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН
5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок
5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства
5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства
5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН
5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Оптимизация режима работы скважин.
6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.
6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.
7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
7.1 Обеспечение безопасности работающих
7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства
7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН
7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.
7.1.4 Средства индивидуальной защиты
7.2 Оценка экологичности проекта
7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин
7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания
7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды
7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН
7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций
7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций
7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Скачать архив (171.82 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Файлы: 1 файл

Южно.docx

— 687.29 Кб (Скачать файл)

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

ΔВ(Q)t= ΔQt* Цt, ( 6.2 )

где Цt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ΔИt– текущие издержки в году t,

ΔИt= Идопt + Имерt, ( 6.3 )

где Идопt– текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.

Имерt– текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

Имерt= Ср *n, ( 6.4 )

где Ср – стоимость одного ремонта

n – количество оптимизаций.

Идопt= ΔQt* Упер., ( 6.5 )

где Упер. – условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период,т.руб.(К=0)

Все затраты и результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году ( tр ), в качестве которого берется год,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

tр – t

d=( 1+Ен.п. ), ( 6.6 )

где Ен.п. – нормативный коэффициент приведения.

t р – расчетный год, к которому приводятся затраты и результаты.

Чистую прибыль рассчитываем по формуле:

Пчис. = Пвал. – налоги.

Где Пвал. – прирост прибыли от реализации дополнительной добычи

Налоги - - 24 % от реализации.

Прирост накопленного потока денежной наличности (ΔНПДН) определяется за все годы расчетного периода:

ΔНПДН = ПДНк

где t -тек. год

t Т

Т - расчетный период по мероприятиям НТП.

К - годы, предшествующие текущему году включительно

ΔПДНк-прирост потока денежной наличности в к-том году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени,то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчетного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчет коэффициента дисконтирования производится по формуле указанной выше. Приросты дисконтированных потоков денежной наличности (ΔДПДНt) и чистой текущей стоимости (ΔЧТСt) определяются по следующим формулам:

ΔДПДНt =ΔПДНt * at

ЧТСt= ДПДНк

Исходные данные для расчетов НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.1.

Согласно этой методике все расчеты представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Расчет экономической эффективности от проведения оптимизации в НГДУ « Когалымнефть» ЦДНГ-1
№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1729,3	1561,952	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304	1729,304	1673,52	1729,304	1673,52	1729,304
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	290,68	285,31	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88	315,88	305,69	315,88	305,69	315,88
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	920,5	903,49	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30	1000,30	968,03	1000,30	968,03	1000,30
7	НПДН	тыс.руб.	920,5	1823,99	2824,29	3792,31	4792,61	5760,64	6760,94	7761,23	8729,26	9729,56	10697,59	11697,88
8	Коэф.дисконтирования	1,0	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	920,5	901,69	994,29	958,35	985,29	948,67	970,29	960,28	919,63	945,28	909,95	930,28
10	ЧТС	тыс.руб.	920,5	1822,18	2816,48	3774,83	4760,12	5708,79	6679,07	7639,36	8558,99	9504,27	10414,21	11344,49

исунок 6.1 Профиль накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную степень риска, связанную с природными факторами и рыночными, то необходимо провести анализ чувствительности каждого варианта проекта.

Для анализа чувствительности выбираем интервал наиболее вероятного диапазона изменения каждого фактора:

- дополнительная добыча (-30%; +10%),

- цены на нефть (-20%; +20%),

- текущие затраты (-10%; +10%),

- налоги (-20%; +20).

Для каждого фактора определяем зависимость: ЧТС(Qд.д.); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 6.3 – 6.10.

Таблица 6.3 Изменение ЧТС от дополнительной добычи -30 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	0,825	0,745	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825	0,825	0,798	0,825	0,798	0,825
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1210,51	1093,37	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51	1210,51	1171,46	1210,51	1171,46	1210,51
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	394,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	289,19	261,20	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19	289,19	279,86	289,19	279,86	289,19
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	195,92	199,72	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12	221,12	213,99	221,12	213,99	221,12
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	620,41	632,45	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21	700,21	677,62	700,21	677,62	700,21
7	НПДН	тыс.руб.	620,41	1252,85	1953,06	2630,68	3330,89	4008,51	4708,72	5408,92	6086,54	6786,75	7464,37	8164,58
8	Коэф.дисконтирования	1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	620,41	631,18	696,01	670,84	689,70	664,07	679,20	672,20	643,74	661,70	636,96	651,19
10	ЧТС	тыс.руб.	620,41	1251,59	1947,59	2618,44	3308,14	3972,21	4651,41	5323,61	5967,35	6629,05	7266,01	7917,20

Таблица 6.4 Изменение ЧТС от дополнительной добычи +10 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,296	1,170	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296	1,296	1,254	1,296	1,254	1,296
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1902,23	1718,15	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23	1902,23	1840,87	1902,23	1840,87	1902,23
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	559,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	454,44	410,46	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44	454,44	439,78	454,44	439,78	454,44
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	322,27	313,85	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47	347,47	336,26	347,47	336,26	347,47
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1020,53	993,84	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33	1100,33	1064,83	1100,33	1064,83	1100,33
7	НПДН	тыс.руб.	1020,53	2014,37	3114,69	4179,53	5279,85	6344,68	7445,01	8545,34	9610,17	10710,49	11775,33	12875,65
8	Коэф.дисконтирования	1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	1020,53	991,86	1093,72	1054,18	1083,82	1043,53	1067,32	1056,31	1011,59	1039,81	1000,94	1023,30
10	ЧТС	тыс.руб.	1020,53	2012,38	3106,11	4160,29	5244,11	6287,64	7354,96	8411,27	9422,86	10462,67	11463,61	12486,92

Таблица 6.5 Изменение ЧТС от цены -20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	1383,44	1249,56	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44	1383,44	1338,82	1383,44	1338,82	1383,44
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	207,68	210,34	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88	232,88	225,36	232,88	225,36	232,88
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	657,64	666,08	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44	737,44	713,65	737,44	713,65	737,44
7	НПДН	тыс.руб.	657,64	1323,72	2061,16	2774,81	3512,26	4225,91	4963,35	5700,79	6414,45	7151,89	7865,54	8602,99
8	Коэф.дисконтирования	1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	657,64	664,74	733,02	706,52	726,38	699,38	715,32	707,94	677,97	696,88	670,83	685,82
10	ЧТС	тыс.руб.	657,64	1322,39	2055,40	2761,92	3488,30	4187,68	4903,00	5610,95	6288,92	6985,80	7656,63	8342,46

Таблица 6.6 Изменение ЧТС от цены +20 %

№	Показатели	Ед. изм	Месяцы 2003 г.
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	Фонд скважин	Скв.	1
2	Дополнительная добыча	тыс.т.	1,178	1,064	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178	1,178	1,140	1,178	1,140	1,178
3	Прирост выручки	тыс.руб.	2075,16	1874,34	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16	2075,16	2008,22	2075,16	2008,22	2075,16
4	Текущие затраты, в т.ч.	тыс.руб.	518,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.1.	Затраты на доп.добычу	тыс.руб.	413,12	373,14	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12	413,12	399,80	413,12	399,80	413,12
4.2.	Затраты на оптимизацию	тыс.руб.	105,00
5	Налог на прибыль	тыс.руб.	373,69	360,29	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89	398,89	386,02	398,89	386,02	398,89
6	Поток денежной наличности	тыс.руб.	1183,35	1140,91	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15	1263,15	1222,40	1263,15	1222,40	1263,15
7	НПДН	тыс.руб.	1183,35	2324,26	3587,41	4809,82	6072,97	7295,37	8558,52	9821,67	11044,07	12307,22	13529,63	14792,78
8	Коэф.дисконтирования	1,00	0,998	0,994	0,99	0,985	0,98	0,97	0,96	0,95	0,945	0,94	0,93
9	ДПДН	тыс.руб.	1183,35	1138,63	1255,57	1210,18	1244,20	1197,96	1225,26	1212,62	1161,28	1193,68	1149,06	1174,73
10	ЧТС	тыс.руб.	1183,35	2321,98	3577,55	4787,73	6031,93	7229,89	8455,15	9667,77	10829,05	12022,73	13171,79	14346,52

Информация о работе Южно-Ягунское нефтяное месторождение