Солтүстік Бозащы кен орнында өндірістік тәжірибе есебі


Пән: Мұнай, Газ
Жұмыс түрі:  Іс-тәжірибеден есеп беру
Тегін:  Антиплагиат
Көлемі: 30 бет
Таңдаулыға:   
Бұл жұмыстың бағасы: 500 теңге
Кепілдік барма?

бот арқылы тегін алу, ауыстыру

Қандай қате таптыңыз?

Рақмет!






ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ
Қ.ЖҰБАНОВ АТЫНДАҒЫ АҚТӨБЕ ӨҢІРЛІК МЕМЛЕКЕТТІК УНИВЕРСИТЕТІ

Мұнай-газ ісі кафедрасы

ЖШС КапРемСервис

Солтүстік Бозащы кен орнында өндірістік

тәжірибеден өту кезеңі

Студент:

Мұнай-газ ісі, НГДк-402 Бекназаров Армат
(мамандығы, тобы)

Мұнай-газ ісі кафедрасының
тәжірибе жетекшісі:

т.ғ.к аға оқытушысы Мерекеқызы А.
(қызметі)

Ақтөбе, 2018
Мазмұны

1. Кен орны туралы жалпы мәлімет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 4

2. Солтүстік Бозащы кен орнының геологиялық-физикалық сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 6
2.1. Өнімді қабаттың мұнайға қанығушылығы, коллекторлық қасиеті және оның біртексіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 6
2.2. Мұнай және газдың құрамы мен қасиеті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7

3. Өңдеуді жобалау үшін геолого-өнеркәсіптік және технико-экономикалық негізін даярлау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 9
3.1. Қыртысты және ұңғыманы гидпродинамикалық зерттеу нәтижесінің сараптамасы, оның өнімділігінің және режимінің сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 9
3.2. Өңдеудің негізгі технологиялық көрсеткішінің сипаттамасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 10
3.3. Өңдеудің есептік нұсқасын және оның бастапқы сипаттамасын негіздеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... . 11

4. Өңдеу нұсқаларының технологиялық және технико-экономикалық көрсеткіштері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
4.1. Күрделі салымдар ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 12
4.2. Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері ... ... ... ... . 13
4.3. Жер қойнауынан мұнайды алудың есептік коэффициентінің (МАК) анализі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 14

5. Жобалық шешімнің технико-экономикалық анализі ... ... ... ... . 15
5.1. Технико-экономикалық анализ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 15

6. Мұнай және газды өндірудің техника мен технологиясы ... ... ... 18
6.1. Пайдалану ұңғымасының технологиялық шарты. Пайдалану тәсілдерін негіздеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 18
6.2. Фонтандаудың минималды қысымын негіздеу және есептеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... .. 19
6.3. Айдау жабдығын және режимін негіздеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 20

7. Ұңғыманы меңгеру және қабатты ашу әдісіне, бұрғылау жұмысының өндірісіне және ұңғыма құрылысына талаптар ... ... ... ... . 21
7.1. Ұңғыма конструкциясына талап ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 21
7.2. Ұңғыманы цементтеу сапасына және технологиясына талап ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... . 21
7.3. Бірінші ашу кезінде жуу сұйықтығының типін негіздеу және таңдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... 22
7.4. Бұрғылау жұмысының талабы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 23

8. Бұрғылау жұмысының көлемі және газ, мұнай өндіру жобасының жоспарын негіздеу ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 24

9. Ұңғымалық жабдықты, ұңғыманың пайдалану және жағдайына, қабатты өңдеуді бақылау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 27

10. Қоршаған ортаны және жер қойнауын қорғау ... ... ... ... ... ... ... 30
10.1. Жер қойнауын қорғау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 30
10.2. Кәсіпшілік қалдықтары және тұтынылуы ... ... ... ... ... ... ... ... 30
10.3. Жобаның қоршаған табиғи ортаға әсерін бағалау ... ... ... ... .. 31
10.4. Өмірлік іс-әрекет қауіпсіздігі ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 32

Терминдер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 33

Қолданылған әдебиеттер ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 34

Буклет ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 35

Қорытынды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 37

1. Кен орны туралы жалпы мәлімет

Географиялық тұрғыдан Солтүстік Бозащы кенорны Бозашы түбегінің солтүстік батысындағы Каспий теңізінің солтүстік шығыс жағалауында орналасқан (1-сурет). Әкімшілік тұрғыдан болса, кенорын аумағы Қазақстан Республикасының Маңғыстау облысының Түбқараған ауданының территориясында орнын басуда.

Сурет 1. Географиялық тұрғыдан Солтүстік Бозащы кенорны

Кенорын ауданының климаты жазда 30-450С 0-ден жоғары, ал қыста 300С 0-ден төмен қауырт тербелмелі температураларымен сипатталады. Атмосфералық жауын-шашын айтарлықтай көп емес және негізгі болатын уақыты күзбен қысқа түседі. Гидрографиялық торы жоқ, тек уақытымен атмосфералық жауын-шашынмен толықтырылып тұратын сорлар немесе тұзды көлшіктер ғана бар. Техникалық сумен жабдықтау үшін еділ (волжская) суын қолданады. Көптеген кенорынның тазартқыш қондырғыларынан тазартылып өтіп, еділ суын ауызсу ретінде де қолданады.

Бұл ауданның жер бетінің бедері теңіз деңгейінен 19-дан бастап 28 м төменге дейін жететін жазықты құрайды. Автокөліктің қозғалысына кедергі келтіретін ағынсыз ойлардан тұратын сорлар өте көп. Түбектің орта бөлігінде шағыл топырақтар, ауданы 1200 км2 жететін бөлек массивтер және әр түрлі көлемдегі түп жыныстардың қалдықтары кең таралып дамыған. Жер құйқасы түгелдей құнарлылық қабатынан айырылған, ауыл шаруашылық жұмыстарына жарамсыз.

Экономикалық тұрғыдан, жобаланатын жұмыстардың ауданы әлсіз дамыған. Бұл жерде жаратымды жағдай болып жұмыс істеп тұрған Каражанбас, Каламкас және мұнай кенорындарының жақын орналасуы болып келеді. Сәйкесінше олар батысқа және солтүстік шығысқа қарай 22, 32, және 33 км қашықтықтарда орналасқан. Ең жақын елді мекен кенорыннан 120 км қашықтықта орналасқан Шетпе теміржол бекеті. Облыстық орталық - Ақтау қаласы 260 км-ге кенорыннан қашық. Автокөлік жолдары Солтүстік Бозашы, Каражанбас, Каламкас және Арман мұнай кенорындарын Шетпе елді мекенімен және Форт-Шевченко, Ақтау қалаларымен байланыстырады.
Солтүстік Бозащы кәсіпшілігінің үстімен түгел кенорынды электроэнергиямен қамтамасыз ететін жоғарғы вольтты электрторабы өтеді. Арнайы құрылған мұнай құбыры арқылы Солтүстік Бозащы кенорны ұңғыларының өнімі Арман кенорнының орталық дайындау учаскесіне келіп түседі. Сол жерден мұнай белгілі тауарлы кемеліне жетіп, "КазТрансОйл" мұнай құбырына бағытталады.

2. Солтүстік Бозащы кен орнының геологиялық-физикалық сипаттамасы

2.1. Өнімді қабаттың мұнайға қанығушылығы, коллекторлық қасиеті және оның біртексіздігі

Жеке коллектор-қыртыстың және қабаттың біртексіздік деңгейін сипаттайтын негізгі көрсеткіштер: коллектор үлесі, бөліну және таралу коэффициенттері. Таблица 1-де әрбір кеніш үшін біртексіздіктің көрсеткіштері көрсетілген, ал таблица 2-де қалыңдығы, оның орташа мәні және өзгеру шегі.

Таблица 1. Өнімді қабаттағы біртексіздіктің статикалық көрсеткіштері
Қабат
Анықтау үшін қолданылатын ұңғымалар саны
Коллектор үлесі, бірлік мағынада
Бөліну коэфф., бірлік мағынада

Орташа мәні
Орташа мәні
К1ncА1

77
0,58
1,88
Ю-I-А

64
0,45
1,95
Ю-I-Б

54
0,62
2,3
Ю-I-В

7
0,41
1,71

Таблица 2. Коллекторлы-қабат қалыңдығының сипаттамасы
Қабат
Қалыңдық
Аталуы
Қанығу аймағы
Кеніштер бойынша толығырақ

Н
НВ

1
2
3
4
5
6
К1ncА1

Жалпы
Орташа, м
6,5
7,6
6,7

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,19
0,12
0,20

Өзгеру интервалы, м
0,9-14,7
2,6-13
0,9-14,7

Тиімді
Орташа, м
5,2
6,2
5,6

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,153

0,157
0,163

Өзгеру интервалы, м
0,9-8,2
2,1-13
0,9-13

Орташа, м
5,2
3,2
3

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,153
0,340
0,37

Өзгеру интервалы, м
0,9-8,2
1,0-7,6
0,6-6,4
Ю-I-А

Орташа, м
5,2
9,4
6,2

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,486
0,060
0,371

Өзгеру интервалы, м
0,6-14,3
3,7-13,1
0,6-14,3

Орташа, м
3,6
6,9
4,4

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,360

0,094
0,339

Өзгеру интервалы, м
0,6-8,5
3,2-10,2
0,6-10,2

Орташа, м
3,6
4,3
3,8

Вариация коэффициенті, бірлік үлесте
0,366
0,144
0,30

Өзгеру интервалы, м
0,6-8,5
1,2-6,9
8,5

2.2. Мұнай және газдың құрамы мен қасиеті

01.01.2017ж. есептеме 12 ұңғымадағы 14 тереңдік және 6 рекомбинирленген сынаманы, ал ерітілген газдың компонентті құрамын 18 сынаманы зерттеу нәтижесі бойынша құралған. Сурет 2-5-терде бор қабаты бойынша зерттеулер нәтижесі көрсетілген.

Сурет 2. Қанығу қысымының газдың болуына тәуелділігі. К1nс-А1 қабаты

Сурет 3. Көлемдік коэффициентінің газдың болуына тәуелділігі. К1nс-А1 қабаты

Сурет 4. Тығыздықтың газдың болуына тәуелділігі. К1nс-А1 қабаты


Сурет 5. Қыртыстық мұнай тұтқырлығының тығыздыққа тәуелділігі
3. Өңдеуді жобалау үшін геолого-өнеркәсіптік және технико-экономикалық негізін даярлау

3.1. Қыртысты және ұңғыманы гидпродинамикалық зерттеу нәтижесінің сараптамасы, оның өнімділігінің және режимінің сипаттамасы

Таблица 3-те зерттеу нәтижесінде ұңғыманың ауданындағы өнімді қыртыстың түп маңы аймағының филтрлі-сыйымдылық қасиеті анықталған.

Таблица 3. 2006-2016 жылдар аралығындағы гидродинамикалық зерттеулер нәтижелері
№ ұңғ.
Күні
Зерт теу түрі
Перф. интерв., м
Тоқт. дейінгі сұй. дебиті, м3тәул.
Қысым, МПа
Депрес., МПа
Скин-эф
фект
Өткізг, мкм2

Қырт.
Түпт.

І объект (юра)
Солтүстік Бозащы (І блок)
11052
10-28.01.2013
КВУ
536-538,5
5
5,98
0,378
5,60
-2,02
2,84

05-15.04.2013
КВУ
536-538,5
5,5
4,5
-
-
-2,28
3,792
11056
05-18.07.2013
КВУ
535-539; 541-544
8
5,28
0,577
4,70
-1,75
2,58
11088
10.01-08.02.2013
КВУ
525-528
1
5,36
0,271
5,09
-3,9
0,548
ІІ объект (неокомский)
Солтүстік Бозащы (І блок)
11048
28.10-01.11.2013
КВУ
419-428
19
3,44
0,724
2,716
3,11
5,78
11051
19-25.08.2016
КВУ
409-416,5
14,3
2,36
0,88
1,48
4,4
5,08
11053Н
17-18.02.2013
КВУ
479,57-632,79
26
3,43
1,6
1,83
-054
13,95

27.02-01.03.2013
КВУ
479,57-632,79
19
3,63
1,731
1,90
-0,3
9,85
11054Н
18-20.02.2013
КВУ
-
11
3,19
1,05
2,14
-0,88
8,17
11055
20-22.01.2013
КВУ
442-451
-
2,07
-
-
-
-

19.02.2013
КВУ
442-451
15
2,83
2,035
0,80
-3,3
21,25

3.2. Өңдеудің негізгі технологиялық көрсеткішінің сипаттамасы

Таблица 4. СБ (I блок) толықтай. 2012-2016 жылдардағы ұңғыманың сынамалау және сынақ нәтижелерінің негізгі технологиялық көрсеткіштері
Көрсеткіштер
Өлшем бірлігі
2012 ж.
2013 ж.
2014 ж.
2015 ж.
2016 ж.
Мұнайды өндіру, барлығы
мың,т
8,7
22,5
0,2
0,6
33,46
Мұнайды жинақталған өндіру
мың,т
8,7
31,2
31,3
31,9
65,38
Газды өндіру, барлығы
млн,м3
0,11
0,32
0,002
0,01
0,43
Газды жинақталған өндіру
млн,м3
0,11
0,42
0,4
0,4
0,86
Газ факторы
м3т
12,2
14,1
13,9
10,9
12,8
Өнімнің орташа сулануы
%
2,5
3,5
4,6
3,5
14,1
Сұйықтықты өндіру, барлығы
мың,т
8,9
23,3
0,2
0,6
38,9
Сұйықтықты
жинақталған өндіру
мың,т
8,9
32,2
32,4
33,0
71,9
Жыл соңындағы ұңғыма фонды
шт
7
12
13
13
13
Сынақта болған ұңғыма фонды
шт
7
12
13
13
12
Өндіруші ұңғыманың
жұмыс жасаған фонды
шт
6
0
1
0
12
Мұнай бойынша
1 ұңғыманың орташа дебиті
ттәул.
25,5
21,3
5,2
3,5
9,5
Сұйықтық бойынша
1 ұңғыманың орташа дебиті
ттәул.
26,2
22,1
5,5
3,6
11,1

Сурет 6. СБ (I блок) толықтай. 2012-2016 жылдардағы сынамалау және сынақ нәтижелері бойынша негізгі технологиялық көрсеткіштерінің динамикасы

3.3. Өңдеудің есептік нұсқасын және оның бастапқы сипаттамасын негіздеу

Мұнайлы кен орынның өңдеу жүйесі әсер етуші және ісер етпейтін, сонымен қатар ұңғыманың орналасу торы бойынша жүйелерге жіктеледі.

Таблица 5. Өңдеудің І және ІІ объектісі үшін есептік нұсқаның негізгі бастапқы технологиялық сипаттамасы
Сипаттамасы
Нұсқалар

1
2
3

Нысандар

І
ІІ
І
ІІ
І
ІІ
Өңдеу режимі
Қабаттық қысымды ұстау
Айдалатын агент
Салқын су
Салқын су
Ыстық су 900С
Ыстық су 900С
Салқын су + полимер
Салқын су + полимер
Ұңғ-ны орналастыру жүйесі
9 нүктелі аудандық
Барлық ұңғ. саны, бірлік
167
99
167
99
167
99
Тігінен
167
95
167
95
167
95
Көлбеу-бағытталған
-
2
-
2
-
2
Көлденең
-
2
-
2
-
2
Ұңғ-ның жұмыс режимі:

Өндіруші
Ртүп сорапты жабдық жұмысының техникалық шартымен шектеледі
Айдау
Райд Ргүп
Ұңғыманы қолдану коэффициенті, бірлік үлес:
Өндіруші
0,9
Айдау
0,9
Өндіруші
ұңғ-ны пайдалану коэффициенті, бірлік үлес
0,9
Айдау ұңғ-ның пайдалану коэф., бірлік үлес
0,9
Іріктеп айдау компенсациясы
100
4. Өңдеу нұсқаларының технологиялық және технико-экономикалық көрсеткіштері

4.1. Күрделі салымдар

Өңдеу жылы бойынша баға өсуін ескеріп және 2017 жылдың ағымдағы баға нұсқасы бойынша нысанды жабдықтандырудағы құрылыстың толық құны таблица 6-да келтірілген.

Таблица 6. Күрделі салымдарды есептеу
Жұмыс, нысан және шығын атаулары
Өлшем бірлігі
Мөлшері
Бірлік құны, мың.$
Барлық құны, мың.$
Құрылыс бойынша күрделі салымдар

2017 жыл
Ұңғыма құрылысы (жерасты)

Өндіруші ұіңыманы енгізу
Ұңғ.
103
308
31677
4613
Уақытша мұнай беріп тұрған ұңғыманы ҚҚҰ-ға аудару
Ұңғ.
58
150
8700
150
ІІ объекттен І объектке ұңғыманы аудару
Ұңғ.
10
162
1619
0
І объекттен ІІ объектке ұңғманы аудару
Ұңғ.
30
162
4857
0
Шығарылған ұңғыма
Ұңғ.
79
100
7900
0
Ұңғыма құрылысының қорытындысы

54753

Инфляцияны ескергендегі ұңғыма құрылысының қорытындысы

62838

Жерүсті құрылысы

Кәсіпшілікті жабдықтандыру

Өндіруші мұнай ұңғымасын жабдықтандыру
Ұңғ.
103
28
2859
416
Шығару желілері
км
40
43
1727
252
Мұнайды жинау пункті (МЖП)
шт
8
200
1600
533
Айдау желілері
км
47
122
5713
98
МЖП-нен МДҚ-сына дейінгі мұнай коллекторы
км
20
60
1200
600
Су үлестіруші пункт
шт
5
90
450
450
Блокты шоғырлы сорапты станция
км

11762
11762
БШСС-сынан СҮП-не дейінгі су таратқыш коллектор
км
8
198
1584
0
Мұнайды қыздыру пеші
шт
10
29
290
116
Мұн. дайындау қонд.

4458
0

4.2. Жобаны жүзеге асырудың тиімділік көрсеткіштері

Таблица 7. Инфляцияны ескеріп бағаның қолма-қол қаржылай ағынын есептеу
Жылдар
Күрделі салым, мың.$
Аморти
зация
лық
аударым
сыз пай
далану шығын
дары,м.$
Амортизация
1 т мұнай құны, мың.$
Жалпы кіріс, мың.$
Теңге
рімдегі пайда, шығын, мың.$

Өнімнің құнына қатысты, мың.$
Мате
риал
дық емес актив
мың.$

2017
21854,5
27227,4
3450,8
19,2
159,6
29531,5
-1165,9
2018
19933,7
29946,6
4583,4
19,6
158,9
34172,5
-377
2019
5802,4
30282,5
4740,2
20,0
167,8
34264,8
-777,9
2020
13699,5
31210,7
5878,7
20,4
158,1
38658
1548,2
2021
12759,5
34246,6
7481,1
20,8
149
45408,6
3660,2
2022
6838,7
34577,1
8060,6
21,2
148,9
47364,6
4705,7
2023
6900,5
36715,2
8842,6
21,6
144,4
50271,8
4692,3
2024
7494,9
36239,9
9369,6
22
143,4
51286,9
5655,3
2025
5588,7
35932,7
9880,4
22,5
141,3
52809,2
6973,6
2026
945,1
34368,5
9525,1
22,9
140,8
51529,7
7613,1
2027
1207,6
33980,1
9372,1
0
139,1
51176,5
7824,2
2028
581,5
31471,4
8568,7
0
141,3
47467,8
7427,8
2029
1073
29683,7
8082,4
0
142,3
45186,2
7420,1
2030
720,5
27016,3
7206,9
0
146,6
40785
6561,8
2031
998,6
25622,9
6852,5
0
147,2
39113,7
6638,2
2032
600,8
24675
6084,8
0
152,1
35172,6
4412,8
2033
122,6
22634,3
5456,3
0
155,6
32120,3
4029,7
2034
375,1
20803
4915
0
159,4
29363,3
3645,3
2035
382,6
19137,3
4433,8
0
163,4
26870,4
3299,4
2036
390,2
17623,6
4005,4
0
167,5
24614,3
2985,4
2037
132,7
16469,7
3608,3
0
171,4
22570,1
2492,1
2017-2037 арал. есептеу қоры
тынды
сы
108402,7
599864,5
140398,7
210,2
3198,1

829737,8

89264,4

4.3. Жер қойнауынан мұнайды алудың есептік коэффициентінің (МАК) анализі

Таблица 8-да коэффициенттік методика бойынша есептеу жүргізілген КС және СБ-ның екі аумағы үшін жеке (МАК) есептік шамасының мағынасы келтірілген.

Таблица 8. Мұнайды алудың бекітілген және есептік (МАК) коэффициенттерін салыстыру
Коэф
МАК, 02.01.
16 ж. бекі тілген ҚР ҚМК
Есептік МАК

1-вариант
2-вариант
3-вариант

КС
СБ
КС
СБ
КС
СБ
КС
СБ
КС
СБ
КС СБ
І объект. Ю-І-А+Б+В қабаттары
К1

0,764
0,779

0,764
0,779

0,764
0,799

К2

0538
0,538

0,650
0,650

0,670

К3

0,303
0,303

0,345
0,345

0,434

МАК
0,216
0,124
0,127
0,125
0,171
0,167
0,171
0,222
0,227
0,223
ІІ объект. К1ne A1 қабаты
К1

0,770
0,800

0,770
0,800

0,770
0,800

К2

0,538
0,538

0,650
0,650

0,670
0,670

К3

0,246
0,246

0,291
0,291

0,371
0,371

МАК
0,193
0,102
0,106
0,103
0,146
0,152
0,148
0,191
0,199
0,195
Кен орын бо йын ша толы ғы
Мен
0,206

0,115

0,161

0,211
5. Жобалық шешімнің технико-экономикалық анализі

5.1. Технико-экономикалық анализ

Таблица 9-да өңдеу нұсқаларының негізгі технико-экономикалық көрсеткішін салыстыру келтірілген.

Нұсқа бойынша есептік кезең құрайды:

Нұсқа 1 - 21 жыл (2017-2037 жж.)

Нұсқа 2 - 32 жыл (2017-2048 жж.)

Нұсқа 3 - 46 жыл (2017-2062 жж.)

Есептеулер нәтижесі көрсеткендей, екінші және үшінші нұсқа өнімінің сатылу бағасы және жорамалды табысты кезең құрайды:

Нұсқа 2 - 20 жыл (2017-2036 жж.)

Нұсқа 3 - 35 жыл (2017-2051 жж.)

Нұсқа 1-де өндіріс барлық есептік кезең аралығында пайда көрмейді

Табысты кезеңде нұсқа бойынша мұнайды өндірудің жалпы көлемі құрайды:

Нұсқа 2 - 2132,6 мың.т

Нұсқа 3 - 3120,8 мың.т

Табысты кезеңде нұсқа бойынша өнімді жүзеге асырудың жалпы түсімі құрайды:

Нұсқа 2 - 632,5 млн.$

Нұсқа 3 - 994,6 млн.$

Нұсқа бойынша табысты кезеңде ҚҚС-сыз қажетті инвестиция көлемі құрайды:

Нұсқа 2 - 107,7 млн.$

Нұсқа 3 - 111,9 млн.$

Нұсқа бойынша табысты кезеңде жалпы пайдалану шығындары құрайды:

Нұсқа 2 - 650,4 млн.$

Нұсқа 3 - 897,4 млн.$

Нұсқа бойынша табысты кезеңде 1 т мұнайдың орташа жалпы шығындары:

Нұсқа 2 - 305 $т

Нұсқа 3 - 287,5 $т

Нұсқа бойынша инфляциясыз бағаның орташа табысты кезеңде қарастырылатын жоба бойынша ішкі нормалық табысы құрайды:

Нұсқа 2 - 8,9 %

Нұсқа 3 - 12,3 %

Инфляциясыз бағаның 10 % дисконтты мөлшерлеме кезінде табысты кезеңде нұсқа бойынша жинақталған дисконтирленген қолма-қол ағын (таза келтірілген құн) құрайды:

Нұсқа 2 - (-1,9) млн.$

Нұсқа 3 - 6,3 млн.$

Өңдеудің есептік кезеңі құрайды:

Бұзащы Оперейтинг Лтд КФ үшін - 46 жыл (2017-2062 жж.)

Экономикалық есептер көрсеткендей өнімді жүзеге асыру, күрделі салымдар және жобаның кепілге алынған пайдалану шығындарының қабылданған нормативі кезінде аймақ бойынша табысты кезең құрайтын болады:

Бұзащы Оперейтинг Лтд КФ үшін - 18 жыл (2017-2034 жж.)
Табысты кезеңде мұнайды өндірудің жалпы көлемі құрайды:

Бұзащы Оперейтинг Лтд КФ үшін - 967 мың.т

Табысты кезеңде инфлляцияны ескеріп бағаның өнімді жүзеге асырудағы жалпы түсімі:

Бұзащы Оперейтинг Лтд КФ үшін - 235,7 млн.$

Таблица 9. Жобаның интегралды экономикалық көрсеткіштері
Көрсеткіштердің аталуы
Есептік кезең
Табысты кезең

Нұсқа 1
Нұсқа 2
Нұсқа 3
Нұсқа 2
Нұсқа 3
Жоба кезеңі
2017-2038
2017-2048
2017-2062
2017-2036
2017-2050
Мұнайды жалпы өндіру, мың.т
1485,1
2293,4
3169
2132,6
3120,8
Мұнайды жалпы сату, мың.т
1435,7
2217,1
3063,7
2061,7
3017,1
Тауарлық өнімді жүзеге асыруда ғы жалпы түсім, млн.доллар
429,9
697,3
1020,3
632,5
994,6
Пайдалану шығындары, млн.долл
552,4
742,7
943,2
650,4
897,4
Соның ішінде:

Мұнайды тасымалдаудағы шығындар, млн.доллар
68,3
110,7
162
100,4
158
ПҚӨС, млн.доллар
20,8
33,8
49,4
30,6
48,2
Рента салығы, млн.доллар
38
68,3
110,2
59,1
105,6
Мүлікке салық, млн.доллар
28,3
36,5
45,8
27,7
39,8
1 т мұнай үшін орташа жалпы шығындар, $
372
323,8
297,6
305
287,5
Күрделі салым (ҚҚС-сыз), млн. $
111,1
110,7
113,4
107,7
111,9
Меншікті күрделі салым, долларт
74,8
48,3
35,8
50,5
35,8
Салық салынатын балансты пайда, млн.доллар
-68,8
23,5
157,6
45
175,5
Корпоративті кіріс салығы, млн.$
0
9,1
35,1
9,1
35,1
Үстеме пайдаға салық, млн.долл
0
0
6,1
0
6,1
(Инфляциясыз) 10% мөлшерлеме кезінде таза келтірілген құн, млн.$
-13,8
-2,3
6,3
-1,9
6,3
Пайданың ішкі нормасы (ЖҰӨ), %
0
8,6
12,3
8,9
12,3
Ақталу мерзімі, жылдар
Есепт.тыс-
Есепт.тыс-
10
Ақталмайд
10
Жинақталған таза пайда, млн. $
122,5
-54,5
36
-27,1
56,1
Салық түріндегі мемл төлем, млн. $
140,3
231,1
366,6
201,6
351,2
6. Мұнай және газды өндірудің техника мен технологиясы

6.1. Пайдалану ұңғымасының технологиялық шарты. Пайдалану тәсілдерін негіздеу

БШСҚ-мен өндіру тәсілі

Таблица 10-да 01.01.2017 жылдың жағдайы бойынша әрекеттегі өндіруші ұңғыма жұмысының ағымдағы параметрлері келтірілген.

Таблица 10. 01.01.2017 жылдың жағдайы бойынша әрекеттегі өндіруші ұңғыма жұмысының ағымдағы параметрлері
№ ұңғ.
Сорап типі
Сораптың іліну тереңдігі, м
Дина мика
лық деңгей, м
Минуттағы айна лым
Теор. өнд-і., м3 тәул.
Сул-ы, %
Рқаб
Ртүп

11048
ТР-28-1000
399,5
118
80
26
25
48
3,7
11051
ТР-28-1000
388,6
217
170
48
15
3
2,9
11052
ТР-28-1000
391,6
200
160
45
23
4
2,7
11056
Anek (Centrilift) 32-D-124
383,6
296
110
35
10
5
2,3
11084
ТР-17-1000
377
310
150
42
8
15
3,5
11088
ТР-28-1000
381,2
250
100
28
20
5
2,6
11090
ТР-28-1000
397,7
324
150
42
8
10
2
11096
ТР-28-1000
389
378
120
34
8
10
4,5
11053
Н
ТР-28-1000
377,9
361
100
28
6
3
3
11054
Н
ТР-28-1000
385,3
360
100
28
4
10
2,6
21054
ТР-28-1000
392,1
220
100
28
3
10
2,7

6.2. Фонтандаудың минималды қысымын негіздеу және есептеу

Таблица 11-да фонтандау шартын есептеу үшін параметрдің орташа мағынасы келтірілген.

Таблица 11. СБ ұңғымасы үшін фонтандаудың минимальды қысымын есептеуге қажет бастапқы мәліметтер
Параметрлер
І объект
Ю-І
ІІ объект
К1ne A1
Орташа жату тереңдігі, м
560
450
Қабат қысымы (ағымдағы), МПа
5,4
3,7
Газбен қаныққан мұнай қысымы, МПа
1,65
1,17
Қабат мұнайының тығыздығы, кгм3
919
905,1
Газсыздандырылған мұнай тығыздығы, кгм3
935
948
Газдың болуы, м3т
6,36
2,014
Қабат суының тығыздығы, кгм3
1040
1040

Сурет 7-де сулануы әртүрлі ұңғымадағы диаметрі 73 мм СҚҚ көтергішіне сәйкес СБ І объектісі (юра қабаты) үшін фонтандаудың минимальды түптік қысымының саға қысымыны тәуелділік графигі келтірілген.

Сурет 7. СБ юра қабаты үшін фонтандаудағы минимальды түптік қысымның саға қысымына және сулануға тәуелділігі

6.3. Айдау жабдығын және режимін негіздеу

Сурет 8-де диаметрі 73 мм СҚҚ үшін есептелген сағадағы және түптегі айдау қысымының ұңғының қабылдағыштығына тәуелділік графигі келтірілген.

Сурет 8. Диаметрі 73 мм СҚҚ үшін есептелген сағадағы және түптегі айдау қысымының ұңғының қабылдағыштығына тәуелділік графигі

Сурет 9-де диаметрі 88,9 мм СҚҚ үшін есептелген сағадағы және түптегі айдау қысымының ұңғының қабылдағыштығына тәуелділік графигі келтірілген.

Сурет 9. Диаметрі 88,9 мм СҚҚ үшін есептелген сағадағы және түптегі айдау қысымының ұңғының қабылдағыштығына тәуелділік графигі

7. Ұңғыманы меңгеру және қабатты ашу әдісіне, бұрғылау жұмысының өндірісіне және ұңғыма құрылысына талаптар

7.1. Ұңғыма конструкциясына талап

СБ (I) бор (K1nc) және юра (J) өнімді қабатты өңдеу үшін тік ұңғыма конструкциясы тиімді:

- 339,7 мм бағыттауыш кондуктордан бұрғылау және циркуляциялық жүйемен ұңғыма сағасын бекіту кезінде саға шайылуының алдын-алу үшін қондырылады. Сағаға дейін цементтеледі.

- 244,5 мм кондуктор пайдалану тізбегінен бұрғылау кезінде мұнайгаз сулы біліну мүмкін жабу процесінде жыныстың гидроқимасын алдын-алу және жоғары тұрақсыз шөгінді жабындысы үшін қондырылады. Ұңғыма сағасында ЛҚЖ қондырылады. Сағаға дейін цементтеледі.

- 177,8 мм пайдалану тізбегі өнімді қабатты пайдалану және қабатты айыру үшін қондырылады. Сағаға дейін цементтеледі.

Таблица 12. СБ (I)-дағы бор және юра шөгіндісін бұрғылау үшін тік ұңғымаға ұсынылған конструкция
Тізбек атауы
Диаметр, мм
Түсіру тереңдігі, м
Сағадан цементті көтеру биіктігі, м

қашау
тізбек

Мел (K1nc)
Бағыттауыш
444,5
339,7
20
0
Кондуктор
311,1
244,5
165
0
Пайдалану тізбегі
222,2
177,8
450
0
Юра (J)
Бағыттауыш
444,,5
339,7
20
0
Кондуктор
311,1
244,5
165
0
Пайдалану тізбегі
222,2
177,8
600
0

7.2. Ұңғыманы цементтеу сапасына және технологиясына талап

Шегендеу тізбегіндегі цементтеу бағдарламасының құбыраралық кеңістікті сенімді герметизациялауы және цементтеу кезінде жұтылуды ескеріп, цементті бұрғылау ерітіндісін толығымен ығыстыруды қамтамасыз ету үшін келесі шаралар комплексі қарастырылуы тиіс:

- Ұңғыма оқпанын дайындау бойынша шара: ұңғыма оқпанын тексеру және шаблондау; бұрғылау ерітіндісін қолдану; жуан саз қыртысын жою үшін жұмсартатын және шаятын қасиетке ие арнайы буферлі сұйықтықты қолдану; цементтеу процесінің басталу мен оқпанды тексерудің аяқталу уақыты арасында минимальды аралықты қамтамасыз ету

- Шегендеу тізбегін цеменнтеу тәсілі және технологиясы: қабат гидроаралықты болдырмау және сағаға дейінгі цементтің көтеру биіктігін қамтамасыз ету үшін дифференциалды тығыздықты тампонажды ерітіндісімен шегендеу тізбегін цементтеу технологиясын қолдану; бұрғылау ерітіндісін толығымен ығыстыруды қамтамасыз ету үшін шегендеу тізбегінің ... жалғасы
Ұқсас жұмыстар
Солтүстік Бозашы кен орнының игеру жағдайы
Қаламқас кен орнында мұнай өнімін жинау және дайындау
Кен орынды игеру жүйесі
Маңғыстау өңіріне физикалық-географиялық сипаттамма
Бұрандалы сораптарды пайдалану
Өзен кен орнының игеру жағдайы, негізгі технологиялық көрсеткіштері
Мұнай-газ кенорындағы маркшейдерлік-геодезиялық жұмыстар
Қаражанбас кен орны туралы
Мұнай - газды аймақтардың техногендік ландшафтары
Мұнай газ кен орындарын игеру
Пәндер