Расчет технико-экономических показателей бурения скважин в условиях предприятия АО КазМунайГаз месторождение Узень на куполе Хумурун.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КГКП «ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ КОЛЛЕДЖ» 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: Расчет технико-экономических показателей бурения скважин в условиях предприятия АО «КазМунайГаз» месторождение Узень на куполе Хумурун.

ГРК.КП. НБ-21.ПЭ.19.ПЗ

       

               

                Руководитель:                       Гергерт Г.Э.         

                Консультант по графике:   Берекболова З.Н.

                Разработал студент:         Понамарев А. А.

г.  Семей

                                                             

2016

                                              

СОДЕРЖАНИЕ

               стр.

Введение

1 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).

2 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.

№ п/п	Вид и условия проведения работ	Ед. изм.	Объем работ	Затраты времени на выполнение работ				Ссылка на источник нормативных данных
				на ед. (смена)	на весь объем работ
					смена	сутки	часы
1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Буровые работы:
1	Бурение под направляющую колоннуd = 490мм,по III категории пород, в интервале глубины 0-10п.м	п.м	10	0,08	0,8	0,2	4,8	ВПСН 3(105) Т 100
2	Бурение под кондукторd = 394 мм,по III категории пород, в интервале глубины 10-210 п.м	п.м	200	0,08	16	4	96	ВПСН 3(105) Т 100
3	Бурение под промежуточную колонну d = 295 мм в инт. 210-1180 п.м	п.м	970					ВПСН 3(105) Т 100
	по III категории пород, в интервале глубины 210-568.9 п.м	п.м	358,9	0,06	21,53	5,38	129,2
	по V категории пород, в интервале глубины 568.9-1180п.м	п.м	611,1	0,19	116,1	29,02	696,65
4	Бурение под  эксплуатационную колонну d = 213 мм в инт. 1180-2200 п.м		1020					ВПСН 3(105) Т 100
	по III категории пород, в интервале глубины 1180-1506,4 п.м		326,4	0,07	22,84	5,71	137,08
	по VI категории пород, в интервале глубины 1506.4-2200 п.м		693,6	0,2	138,72	34,68	832,32
А	Итого, механическое бурение	п.м			315,99	78,99	1896,05
5	Спускоподъемные операции (24% от строки А)	-	-	-	75,83	18,95	455,05	по фактическим данным предприятия
6	Крепление ствола скважины (17% от строки А)	-	-	-	53,71	13,42	322,32	по фактическим данным предприятия
7	Разные (прочие) работы (5% от строки А)	-	-	-	15,79	3,94	94,80	по фактическим данным предприятия
Б	Итого (4+5+6)	-	-	-	145,33	36,31	872,17
В	Итого (А+Б)	-	-	-	461,32	115,3	2768,22
8	Ремонтные работы (5% от строки В)	-	-	-	23,066	5,76	138,41	по фактическим данным предприятия
Г	Всего, бурение (В+7)       (Тн)	-	-		484,38	121,06	2906,63
	Геофизические работы:
9	Инклинометрия	-	-					СУНВ и СН
	в интервале 0-10 п.м	1000м	0,01	0,42	0,0042	0,0014	0,033	Т 5
	в интервале 10-210п.м	1000м	0,2	0,28	0,056	0,018	0,44	Т 5
	в интервале 210-1390п.м	1000м	0,97	0,23	0,22	0,073	1,75	Т5
	в интервале 1390-2200п.м	1000м	1,02	0,20	0,204	0,06	1,60	Т5
Д	Итого, инклинометрия	1000м	2,2		0,48	0,15	3,82
10	Акустический каротаж (в заданных интервалах цементирования)	-						ВПСН
	в интервале 0-10 п.м	1000м	0,01	1,13	0,011	0,003	0,08	Т 9
	в интервале 10-210п.м	1000м	0,21	0,52	0,10	0,03	0,79	Т 9
	в интервале 210-1390п.м	1000м	1,39	0,36	0,50	0,16	4,0	Т9
	в интервале 1390-2200п.м	1000м	2,2	0,25	0,55	0,18	4,39	Т9
Е	Итого, акустический каротаж	-	-		1,161	0,37	9,17
И	Всего, ГИС	-	-		1,641	0,52	12,99
11	Ремонтные работы (5% от строки И)	-	-		0,082	0,026	0,64	по фактическим данным предприятия
К	Всего ГИС (с учетом ремонтных работ)	-	-		1,72	0,54	13,63
12	Затраты времени на подготов. закл. работы на базе (ГИС) 20% от строки И	-	-		0,32	0,10	2,72	по фактическим данным предприятия
Л	Всего ГИС (с учетом ремонтных работ, подготовительных работ на базе и коэффициента недозагрузки К = 0,7)      ((К+11 строка)/0,7)	-	-		2,91	0,91	23,35
	Другие работы:
13	Цементация затрубного пространства (6% от строки Г)	-	-		29,06	7,26	174,39	по фактическим данным предприятия
14	Строительно-монтажные работы (20% от строки Г)	-	-		96,87	24,21	581,32	по фактическим данным предприятия
15	Подготовительные работы к бурению (4,3% от строки Г)	-	-		20,82	5,2	124,98	по фактическим данным предприятия
16	Испытание скважины на продуктивность (5,2% от строки Г)	-	-		25,18	6,29	151,14	по фактическим данным предприятия
М	Итого, продолжительность цикла строительства скважины (Г+Л+12+13+14+15 строки)(Тц)	-	-		659,22	165	3961,81

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.

№п/п	Показатели	Ед.изм.	Величина показателя
1	2	3	4
1	Количество проектируемых скважин	шт	1
2	Средняя проектная глубина скважины	п.м	2200
3	Общий объем бурения	п.м	2200
4	Скорости бурения:
4.1	механическая	п.м/час	1,16
4.2	рейсовая	п.м/час	0,89
4.3	техническая	п.м/час	0,79
4.4	коммерческая	п.м/час	0,75
4.5	цикловая	п.м/час	0,55
5	Продолжительность цикла строительства скважины	сутки	165
6	Прирост ожидаемых запасов, в т.ч.:
6.1	прирост ожидаемых запасов нефти на 1 м проходки скважин	т/п.м	358,63
6.2	прирост ожидаемых запасов нефти на 1 скважину	т/скв	789000

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.)

№п/п	Наименование работ и затрат	Примерная стоимость 1 п.м строительства скважин, тенге (по каталогу)
1	2	3
1	Мобилизация, в т.ч.: - подготовительные работы к строительству скважин; - строительно-монтажные работы	18 619,04
2	Демобилизация, в т.ч.: - разборка привышечных сооружений; - демонтаж оборудования; - механическая рекультивация	4 208,30
3	Бурение скважины	37 604,78
4	Крепление ствола скважины	10 402,15
5	Испытание cкважин на продуктивность в процессе бурения	1 698,32
6	Испытание скважин на продуктивность в эксплуатационной колонне	18 589,16
7	Промыслово-геофизические работы	9 151,46
8	Лабораторные работы	1 024,40
9	Прочие затраты	1 303,56
10	Резерв	2 068,25
	Итого стоимость 1 п.м строительства скважины	104 669,42
	НДС (18,0%)	18 840,50
	Всего затрат, с учетом НДС	123 509,92

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

Сводный расчет сметной стоимости строительства

 проектируемой скважины.

Таблица №4.

№п/п	Наименование работ и затрат	Примерная стоимость 1 п.м строительства скважин, тенге (по каталогу)	Стоимость 1 п.м строительства скважин, тенге с учетом поправочного регионального коэффициента 1	Сметная стоимость строительства скважины  глубиной  2200 п.м, тенге
1	2	3	4	5
1	Мобилизация, в т.ч.: - подготовительные работы к строительству скважин; - строительно-монтажные работы	18 619,04	18 619,04  (18 619,04*1)	40 961 888 (18 619,04*2200)
2	Демобилизация, в т.ч.: - разборка привышечных сооружений; - демонтаж оборудования; - механическая рекультивация	4 208,30	4208,30	9 258 260
3	Бурение скважины	37 604,78	37 604,78	82 730 516
4	Крепление ствола скважины	10 402,15	10 402,15	22 885 214
5	Испытание cкважин на продуктивность в процессе бурения	1 698,32	1 698,32	3 736 304
6	Испытание скважин на продуктивность в эксплуатационной колонне	18 589,16	18 589,16	40 896 152
7	Промыслово-геофизические работы	9 151,46	9 151,46	20 133 212
8	Лабораторные работы	1 024,40	1 024,40	2 253 680
9	Прочие затраты	1 303,56	1 303,56	2 867 832
10	Резерв	2 068,25	2 068,25	4 550 150
	Итого, стоимость строительства скважины	104 669,42	104 669,42	230 272 724
	НДС (18,0%)	18 840,50	18 840,50	41 449 100
	Всего затрат, с учетом НДС	123 509,92	123 509,92	271 721 824

1. Расчет общих затрат на строительство проектируемых скважин.

Если проектируется строительство n скважин (n>1), то общие затраты на строительство всех скважин рассчитываются по формуле:

З_общ = 3_ст ∙ n, где

3_ст – затраты на строительство 1-ой скважины, тенге

n – количество проектируемых скважин

З_общ = 271 721 824 ∙ 1 = 271 721 824 тенге

2. Расчет предполагаемой геолого-экономической эффективности строительства скважин.

Э = С_изв/ З_общ,  где

С_изв– стоимость извлекаемых запасов нефти, тенге

З_общ – общие затраты на строительство скважин, тенге

Стоимость извлекаемых запасов нефти определяется по формуле:

С_изв = Ц_1т * Q_изв,  где

Ц_1т  – цена 1 т нефти, 84 165 тенге (эта цена соответствует 31 долларам за баррель

(1 т нефти = 7,5 баррелей))

Q_изв– извлекаемые запасы нефти, т

Э = С_изв/ З_общ= 84 165*789 000/271 721 824= 244,39 тнг/тнг = 1,47 дол/тнг

2.4.Расчет затрат времени на цикл строительства скважины в усовершенствованных условиях процесса бурения.

В результате улучшения процесса бурения потребуется меньшее количество долот. Вместо 13 долот, применяемых при нормативном режиме бурения, предполагается использовать 11 долот. Произойдут изменения величин технико-экономических показателей.

1. Расчет затрат времени на механическое бурение.

Т_м.б.реж = Т_{м.б.нор.} ∙ (n_д.реж. / n_д.нор.), где

Т_м.б.реж– время механического бурения по проектируемому режиму, сутки

Т_{м.б.нор.} – время механического бурения по норме, сутки 

n_д.реж. – количество используемых долот по проектируемому режиму, штук

n_д.нор. – количество используемых долот по норме, штук

Т_м.б.реж = 78,99 суток_. ∙ (11 / 13) = 66,83 суток

2. Расчет затрат времени на спускоподъемные операции.

Т_{спо.реж} = Т_{спо.нор.} ∙ (n_д.реж. / n_д.нор.), где

Т_{спо.реж}– время спускоподъемных операций по проектируемому режиму, сутки

Т_{спо.нор.} – время спускоподъемных операций по норме, сутки.

Также эта величина рассчитывается, исходя из заданного процентного соотношения              

 (см. Таблица процентных соотношений).

Т_{спо.реж} = 49,2 ∙ 24% = 16,04 суток

3. Расчет затрат времени на крепление скважин.

Т_кр.реж- затраты времени на крепление скважин по проектируемому режиму, сутки.

Эта величина рассчитывается, исходя из заданного процентного соотношения                    

 (см. Таблица процентных соотношений).

Т_кр.реж = 49,2 ∙ 17% = 11,36 суток

4. Расчет затрат времени на выполнение разных работ.

Т_{разн.реж} = Т_{разн.нор.} ∙ (n_д.реж. / n_д.нор.), где

Т_{разн.реж}– время разных работ по проектируемому режиму, сутки

Т_{разн.нор.} – время разных работ по норме, сутки. 

Также эта величина рассчитывается, исходя из заданного процентного соотношения               

 (см. Таблица процентных соотношений).

Т_{разн.реж} = 49,2 ∙ 5% = 3,34 суток

4* Расчет итоговой суммы:

    Т* = Т_м.б.реж+ Т_{спо.реж}+ Т_кр.реж+ Т_{разн.реж}= 66,83 + 16,04 + 11,36 + 3,34 = 97,57 суток

5. Расчет затрат времени на ремонтные работы.

Величина Т_{рем.реж.} рассчитывается по Таблице процентных соотношений.

Т_{рем.реж.} =97,57 ∙ 5% = 4,87 суток

6. Расчет общих затрат времени на бурение.   

Т_{общ.реж}= Т* + Т_{рем.реж.} = 97,57 + 4,87 = 102,44 суток

7. Расчет затрат времени на цементацию затрубного пространства.

Величина Т_{цем.реж.} рассчитывается по Таблице процентных соотношений.

Т_{цем.реж}= Т_{общ.реж}∙ 6% = 102,44 ∙ 6% =  6,14 суток

8. Расчет затрат времени на строительно-монтажные работы.

Величина Т_{смр.реж.} рассчитывается по Таблице процентных соотношений.

Т_{смр.реж} = Т_{общ.реж}∙ 40% = 102,44 ∙ 20% =  20,48 сутки

9. Расчет затрат времени на подготовительные работы к бурению.

Величина Т_пр.реж. рассчитывается по Таблице процентных соотношений.

Т_пр.реж = Т_{общ.реж}∙ 4,3% = 102,44 ∙ 4,3% =  4,40 суток

10. Расчет затрат времени на испытание скважины на продуктивность.

Величина Т_{исп.реж.} рассчитывается по Таблице процентных соотношений.

Т_{исп.реж} =  Т_{общ.реж}∙ 5,2% = 102,44 ∙ 5,2% =  5,32 суток

10*. Расчет продолжительности цикла строительства скважины по проектируемому режиму.

Т_ц.реж. = Т_{общ.реж}+ Т_{цем.реж.} + Т_{смр.реж.} + Т_пр.реж. + Т_{исп.реж.} + Т_{ГИС норм.}  =

= 102,44 + 6,14 + 20,48 + 4,40 + 5,32 + 2,91 = 141,69 суток = 3400,56 часов

Сравнительная таблица затрат времени на цикл строительства скважины

по нормативному и проектируемому режимам бурения.

Таблица №5.

№п/п	Виды работ	Затраты времени, сутки
		по нормативному режиму	по проектируемому режиму
1	2	3	4
1	Механическое бурение	78,99	66,83
2	Спускоподъемные операции	18,95	16,04
3	Крепление ствола скважины	13,42	11,36
4	Разные (прочие) работы	3,94	3,34
В	Итого (1+2+3+4 строки):	115,3	97,57
5	Ремонтные работы	5,76	4,87
Г	Всего бурение (В+5 строки)(Тн)	121,06	102,44
6	ГИС (см.строку Л, таб.№2)	0,91	0,91
7	Цементация затрубного пространства	7,26	6,14
8	Строительно-монтажные работы	24,21	20,48
9	Подготовительные работы к бурению	5,2	4,40
10	Испытание скважины на продуктивность	6,29	5,32
М	Итого продолжительность цикла строительства скважины (Г+6+7+8+9+10 строки)                     (Тц)	165 (3960 ч)	139,69 (3,352,56 ч)

2.5.Расчет скоростей бурения и других ТЭП при проектируемом режиме

строительства скважин.

2.5.1. Расчет скоростей бурения.

1. 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 =  = 472,47п.м/ст-месяц   или    = 0,65 п.м/ч 

2. 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 =  = 644,27 п.м/ст-месяц   или    = 0,89 п.м/ч 

3. Расчет технической скорости бурения.

V_т=  , где

Т_р– нормативное время на ремонтные работы, сутки 

(см. Таб. №2, строка 7, графа 7)

V_т= =676,43 п.м/ст-месяц   или    = 0,93 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 =  = 765,57 п.м/ст-месяц   или    = 1,06 п.м/ч 

4. 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 =  = 987,58 п.м/ст-месяц   или    = 1,37 п.м/ч 

Сравнительная таблица показателей скоростей бурения по нормативному и проектируемому режимам бурения.

Таблица №6

№п/п	Показатели	Ед.изм.	По нормативному режиму	По проектируемому режиму
1	2	3	4	5
1	Средняя глубина скважины	п.м	2200	2200
2	Механическая скорость	п.м/ч	1,16	1,37
		п.м/ст-мес	835,54	987,58
3	Рейсовая скорость	п.м/ч	0,89	1,06
		п.м/ст-мес	647,82	765,57
4	Техническая скорость	п.м/ч	0,79	0,93
		п.м/ст-мес	572,41	676,43
5	Коммерческая скорость	п.м/ч	0,75	0,89
		п.м/ст-мес	545,18	644,27
6	Цикловая скорость	п.м/ч	0,55	0,65
		п.м/ст-мес	400	472,47

2.5.2. Расчет других ТЭП при проектируемом режиме строительства скважин.

1. Расчет cредней проходки на долото по проектируемому режиму.

d=  ,     где n – количество долот по проектируемому режиму.

d = 2200/11 = 200 п.м/долото

2. Расчет общей продолжительности работ по проектируемому режиму, сутки.

Т_пр.реж. =  ,   где

Н_общ – общий метраж проектируемых скважин, п.м

V_ц – цикловая скорость бурения по проектируемому режиму, п.м/ст-мес

Т_пр.реж. =  = 139,69 суток

3. Расчет суммарной экономии времени строительства скважин, сутки.

Суммарная экономия времени от улучшения режима бурения (∆Т) рассчитывается путем разности между величиной общей продолжительностью проектируемых работ по норме и величиной общей продолжительности проектируемых работ в результате улучшения режима бурения.

∆Т = Т_{пр.норм.} – Т_пр.реж.= 165 – 139,69 = 25,31 суток = 607,44 ч

4. Расчет экономической эффективности от улучшения режима бурения.

Экономический эффект от улучшения режима бурения определяется по формуле:

Э = С_ст-час ∙ ∆Т + Ц_д (П_д^норм – П_д^реж), где

С_ст-час – средняя стоимость 1 станко-часа бурения, тенге,(1276,6 тнг - условно), ∆Т – суммарная экономия времени от улучшения режима бурения, час,

 Ц_д – средняя цена долота, тенге, (250 000 тнг - условно)

П_д^норм ;П_д^реж – число долот по норме и проектируемому режиму, штук.

Э = 1276,6 ∙ 607,44 + 250 000 (13 – 11) = 2 050 915,80 тенге

5. Расчет сметной стоимости строительства скважины при проектируемом режиме.

Сметная стоимость строительства скважины при проектируемом режиме определяется по формуле:     С_ст^реж = С_ст^норм – Э,   где

С_ст^норм – сметная стоимость строительства скважины по норме, тенге.

С_ст^реж = 271 721 824– 2 050 915,80 = 269 670 908,2тенге

6. Расчет сметной стоимости 1 м проходки скважины по проектируемому режиму бурения.

Сметная стоимость 1 м проходки по проектируемому режиму скважины определяется по формуле:     С_1м^реж = С_ст^реж / Н_ср ,   где

где С_ст– сметная стоимость строительства скважины, тенге

Н_ср– средняя проектируемая глубина скважины, п.м

С_1м^реж = 269 670 908,2 / 2200 = 122 577,68 тенге

7. Расчет изменения (роста) производительности труда при проектируемом режиме бурения.

Изменение (рост) производительности труда при проектируемом режиме бурения определяется по формуле:   ∆П = [(V_ком^реж – V_ком^норм) ∙ 100%] / V_ком^норм,   где

V_ком^реж  - коммерческая скорость бурения по проектируемому режиму, п.м/ст-мес

V_ком^норм- коммерческая скорость бурения по нормативному режиму, п.м/ст-мес

∆П = [(644,27 – 545,18) ∙ 100%] / 545,18 = 18,17%

8. Расчет общих затрат на строительство скважин.

Общие затраты на строительство скважин рассчитываются по формуле:  

З_общ^реж = З_ст^реж ∙ n

З_ст^реж = С_1м^реж ∙ Н_ср, где

З_ст^реж– затраты на строительство 1 скважины, тенге

n – количество скважин, штук

С_1м^реж – стоимость 1 м бурения, тенге

Н_ср– средняя глубина скважины, п.м

З_общ^реж = 269 670 908,2 ∙ 1 = 269 670 908,2 тенге

9. Расчет предполагаемой геолого-экономической эффективности строительства скважин по проектируемому режиму.

Предполагаемая геолого-экономическая эффективность строительства скважин с учетом внедренных мероприятий рассчитывается по формуле:

Э_реж = С_извл/З_общ^реж , где

С_извл – стоимость извлекаемых запасов нефти, тенге

З_общ^реж– общие затраты на строительство скважин по проектируемому режиму, тенге

Если: Э_реж>Э_нор, то говорят об эффективности внедряемых мероприятий.

Э_реж = 66406189000/269 670 908,2 =  246,24 тнг/тнг = 1,48 дол/тнг

Э_реж = 1,48 дол/тнг;       Э_нор= 1,47 дол/тнг;       1,48 > 1,47

2.6.Сравнительная таблица ТЭП строительства скважин по нормативному и проектируемому режимам бурения с учетом внедряемых мероприятий.

Сравнительная таблица технико-экономических показателей строительства скважин.

Таблица №7.

№п/п	Показатели	Ед.изм.	По нормативному режиму	По проектируемому режиму
1	2	3	4	5
1.	Количество проектируемых скважин	скв	1	1
2.	Средняя глубина скважины	п.м	2200	2200
3.	Общий объем бурения	п.м	2200	2200
4.	Величина проходки скважины на долото	п.м	167,23	200
5.	Механическая скорость бурения		1,16	1,37
6.	Рейсовая скорость бурения		0,89	1,06
7.	Техническая скорость бурения		572,41	676,43
8.	Коммерческая скорость бурения		545,18	644,27
9.	Цикловая скорость бурения		400	472,47
10.	Продолжительность цикла строительства скважины	сутки	165	139,69
11.	Ожидаемый прирост запасов нефти  на 1 м проходки скважин		358,63	358,63
12.	Ожидаемый прирост запасов нефти на 1 скважину	т/скв.	789000	789000
13.	Сметная стоимость 1 м проходки скважины	тенге	104669,42	122577,68
14.	Сметная стоимость строительства 1 скважины	тенге	271272724	269670908,2
15.	Ожидаемая экономия в пересчете на 1 скважину	тенге	-	2050915,80
16.	Рост производительности труда	%	-	18,17
17.	Общие затраты на строительство всех запроектированных скважин	тенге	271272724	269670908,2
18.	Геолого-экономическая эффективность строительства скважин		1,47	1,48

3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технологии отчистки , переработки и утилизации отходов и нефтешламов.

Переработка промышленных отходов

Сегодня, когда повсеместно на производстве идет использование искусственных, а не натуральных природных материалов, важнейшим вопросом становится переработка промышленных отходов. Причем, этот вопрос утилизации является существенной стороной любого процесса, будь то строительство, производство или художественное творчество. А ведь чем масштабнее сам процесс, тем наибольшие размеры принимает переработка отходов.

В настоящее время утилизация – это такой вид деятельности, для которого нужны и специальные знания, и жесткое соблюдение технологий, норм и правил, и наличие техники и оборудования.

В нашей компании все эти параметры соблюдаются. У нас имеются все необходимые государственные лицензии и разрешения на осуществление данной деятельности. Компания действует в полном соответствии с установленными законодательством нормами и правилами, и мы всегда готовы предоставить заказчику все необходимые акты, договорную и нормативную документацию.

Так как для переработки отходов, в спектр которых входят резиносодержащие изделия, продукты РТИ, нефтешламы, мы используем новейшие технологии и самое современное оборудование, то это позволяет свести к минимуму вред, наносимый экологии при переработке опасных отходов. Наша компания способна в короткие сроки перерабатывать большие объемы промышленных отходов.

Утилизация нефтепродуктов

Даже школьник знает, что нефть как природный ресурс относится к той категории, наличие которой в стране определяет ее вес на мировой арене. У всех на слуху – конфликты между странами за свое влияние в нефтеносных регионах мира, которые зачастую приводят к локальным войнам.

Но сегодня важнейшим вопросом является и формирование грамотной стратегии утилизации нефтепродуктов, которая может существенно повлиять на расширение экономического влияния государства. Понятно, что утилизация нефтепродуктов в глобальном масштабе одновременно позволяет решать экологические проблемы и увеличивать экономический потенциал.

При сложившейся в нынешнее время ситуации мирового сокращения энергоресурсов, именно утилизация нефтепродуктов может стать одним из вариантов экономичного использования общих запасов нефти на планете. Ведь этот процесс, если он организован на высоком уровне и с использованием самых передовых технологий, позволяет извлечь все ценные элементы для повторного использования, а остальные отходы сделать безопасными.

Наша компания проводит утилизацию отходов нефтяного производства: отработанных масел, различных видов топлива, смазочно-охлаждающих жидкостей

Мы работаем как с частными лицами, та и с предприятиями, фирмами, организациями. Давайте сделаем нашу Землю чище! 

Утилизация отходов нефтепродуктов

Известно, что отработанные нефтяные масла представляют серьезную опасность для окружающей среды и жизни человека. Но на сегодня, к сожалению, не всегда соблюдаются нормы и правила при добыче, транспортировании и переработке нефти, а слив в почву и водоемы отходов просто огромен. В связи с этим большое значение имеет утилизация отходов нефтепродуктов, переработка их, и полное или частичное восстановление качества отработанных масел с целью их повторного использования.

Компания «ЭкоВторРесурс» принимает на утилизацию отходы нефтяного производства: отработанные масла, различные виды топлива, смазочно-охлаждающие жидкости. Сегодня утилизация данных отходов представляет собой целый комплекс мероприятий, направленных на обезвреживание нефтеотходов и их переработку для дальнейшего использования в производственной деятельности в качестве топлива либо производственного сырья.

Переработка и утилизация нефтешламов включает разделение нефтесодержащих отходов на легкую и тяжелую фракции, которые затем обезвреживаются и окончательно утилизируются. Использование инновационных методов и новых технологий, а также оснащенность современным оборудованием дают возможность нашим специалистам провести многоступенчатое разделение с высокой степенью очистки нефтешламов. Эти процессы – сложные и трудоемкие, требующие опыта, высокой квалификации персонала и наличия специального оборудования.

В нашей компании есть все возможности для качественной утилизации отходов нефтепродуктов. 

Вторичная переработка

Вопросы безотходного производства, грамотного отношения к сохранению природных ресурсов, на сегодняшний день являются одними из самых актуальных.

Вполне понятно, что современная промышленность должна быть ориентирована не только на добычу и производство товаров народного потребления, но и на сохранение экологии. Вторичная переработка, на данный момент является самым действенным способом улучшения окружающей среды.

Всем известные отработанные автопокрышки, например, заполнили многие свалки и полигоны, ведь с каждым днем растет количество новых автовладельцев, а значит, растет число и требуемых и отработавших свой век шин. В настоящее время способами переработки шин являются следующие:

 - химический способ утилизации: это сжигание или высокотемпературная переработка;

 - физический способ: механическое измельчение шины.

Наша компания «ЭкоВторРесурс» утилизирует и принимает в переработку резиносодержащие изделия, продукты РТИ, отходы нефтепродуктов - нефтешламы, так что если у вас возникла такая необходимость, то мы вам в этом поможем.

Наши специалисты имеют большой опыт и соответствующую квалификацию, а имеющееся оборудование позволяет провести все работы по утилизации и переработке наиболее качественно и эффективно. 

Вторичная переработка нефти. Переработка нефтешламов

Так широко сегодня известные химически активные отходы производства и переработки нефти – нефтешламы – это результат тех процессов, которые чаще всего проводит человек, правда, иногда они формируются и в природе. Но каким бы ни было происхождение таких отходов, их нужно уничтожить или переработать.

Сегодня вторичная переработка нефти – вопрос актуальный и злободневный. Прежде всего, это связано с резким ухудшением экологической обстановки, да и появление инновационных технологий в этой сфере способствует грамотной утилизации. Современные технологии позволяют перерабатывать большинство видов нефтяных отходов в качественные нефтепродукты, в первую очередь, в моторное топливо. Загрязненные нефтепродуктами и мазутом ямы, которые появляются в результате бесхозяйственной деятельности человека, могут с большой вероятностью стать источником экологического бедствия, так как имеется реальная угроза экологической катастрофы, происходит загрязнение почвы и грунтовых вод нефтепродуктами, вредные испарения постоянно загрязняют атмосферный воздух жилой зоны.

В компании «ЭкоВторРесурс» имеется возможность переработки нефтешламов, различного вида топлива и смазочно-охлаждающей жидкости, тем самым появляется возможность не только предотвратить угрозу возникновения экологического бедствия, но и получить новые ценные продукты, сберечь природные богатства страны.

Проблема утилизации и переработки нефтешламов является актуальной и острой не только исключительно для нефтяной отрасли, но также и глобальной экологической проблемой всего мира. 
Сегодня на специальных складах различных нефтеперерабатывающих заводов только по России накоплены миллионы тонн токсичных и опасных нефтешламов. К сожалению, эта проблема напрямую ведет к кризису нефтяной отрасли страны, а также возникновению реальной угрозы токсичного экологического загрязнения подземных вод, рек, морей и почв в зонах складирования отходов, и, в первую очередь, происходит это из-за отсутствия современной технологии переработки и утилизации нефтешламов. Кроме того, проблема утилизации отходов нефтяной промышленности и, в частности, переработка нефтешламов, ведет к остановке нефтеперерабатывающих предприятий из-за неуклонного переполнения так называемых нефтяных амбаров отходами их же деятельности.