Экономическое обоснование выбора оптимального варианта проекта раз-работки месторождения

Автор: Пользователь скрыл имя, 07 Ноября 2011 в 12:29, курсовая работа

Описание работы

Нефтяная промышленность России болезненно вошла в рыночные отношения. Переход на самостоятельное финансирование бурения и строительства, создание собственных источников – это на первых парах внесло ряд сложностей в работу нефтяников России. В свою очередь это повлекло сокращение геологоразведочных работ, эксплуатационного бурения, нефтепромыслового строительства, ремонта скважин и трубопроводов и т.д. Это в свою очередь сопровождалось возникновением долгов, задержек в оплате оборудования и материалов, перебоев в выплате зарплаты, социальные напряжения и т.д.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 5
1. РОЛЬ И ЗНАЧЕНИЕ МЕНЕДЖМЕНТА В ОТРАСЛЯХ ТЭК 6
1.1. Основные принципы менеджмента 6
1.2. Управленческие решения 7
1.3. Менеджмент и контроль. Методы и формы 8
1.4. Функции менеджмента 9
1.5. Стратегия менеджмента 10
1.6. Характеристика стилей и методов управления производством 11
1.7. Функции и обязанности руководителя 13
1.8. Характеристика качества руководителя 15
1.9. Проблемы лидерства 16
2.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ 17
2.1.Общие сведения о месторождении 17
2.2.Тектонические особенности месторождения 17
2.3.Строение продуктивной толщи 18
2.4.Нефтегазоносность продуктивной толщи 22
2.5.Выделение эксплуатационных объектов 23
2.6.Физико-химические свойства и составы флюидов 24
3.АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ 26
3.1.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
26
3.2.Состояние фонда скважин
27
4. 4. Экономическое обоснование варианта доразра-ботки Вуктыльского НГКМ
30
4.1.Краткие сведения о варианте доразработки Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора 30
4.2.Экономическая оценка эффективности проекта 31
4.2.1.Основные положения 31
4.2.2.Капитальные затраты 38
4.2.3.Производство продукции 39
4.2.4.Выручка от реализации
40
4.2.5.Эксплуатационные затраты 41
4.2.6.Результаты оценки эффективности проекта 42
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 47

Работа содержит 1 файл

Женин курсовик весь хз какой вар.doc

— 456.00 Кб (Скачать)

    Характеристика  пачек дается ниже.

    I пачка - отложения артинского  и сакмарского ярусов нижней  перми. Средняя толщина - 256 м.  В верхней части пачки залегают  аргиллиты и мергели, книзу  разрез представлен уплотненными  органогенно-обломочными известняками, глинистыми, окремненными. Наблюдается слабая доломитизация и хорошо развитая микротрещиноватость. Поровые и трещинно-поровые коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз, не коррелируемых по площади, и составляют не более 3% толщины пачки.

    II пачка - отложения ассельского яруса нижней перми и верхнего карбона. Средняя толщина составляет 82 м. Это плотные органогенные, органогенно-обломочные и органогенно-детритовые известняки, сильно перекристаллизованные, в разной степени доломитизированные до доломитов, участками глинистые и окремненные. Породы микротрещиноватые, реже микрокавернозные. Коллекторы имеют линзовидное распространение.

    III пачка - отложения московского  яруса средней толщины 143 м.  Представлена переслаиванием доломитизированных известняков и доломитов. С последними связано широкое развитие поровых и трещинно-поровых коллекторов. Для нижней части пачки характерно развитие глинистых разностей карбонатных пород. Микротрещиноватость, микрокавернозность развиты по всей пачке. Поровые и трещинные коллектора в этой пачке развиты повсеместно, на их долю приходится 28-30% толщины пачки.

    IV пачка - отложения башкирского  яруса среднего карбона и протвинского  горизонта серпуховского яруса  нижнего карбона. Средняя толщина  126 м. Состоит в основном из  органогенно-детритовых и органогенно-обломочных известняков, в разной степени доломитизированных и перекристаллизованных, и вторичных доломитов. В нижней части наблюдается увеличение глинистости. Повсюду распространена микротрещиноватость, реже- микрокавернозность. Коллекторы развиты повсеместно и занимают от 10,6 до 17,6% толщины пачки.

    V пачка - нерасчлененные отложения  стешевского и тарусского горизонтов  серпуховского яруса и веневский  горизонт визейского яруса. Средняя  толщина 130 м. Сложена органогенно-детритовыми  известняками, массивными, перекристаллизован-ными и доломитизированными, реже вторичными доломитами. Породы слабоглинистые, участками пористые, микрокавернозные, реже слабо окремненные, сульфатизированные, микро- и макротрещиноватые. Поровые и трещинно-поровые коллекторы имеют много общего с III пачкой. Они составляют 25-28% от толщины пачки.

    VI пачка - отложения михайловского,  алексинского (окский надгоризонт), тульского и бобриковского (яснополянский  надгоризонт) горизонтов визейского  яруса нижнего карбона. Средняя толщина 400 м. Состоит из карбонатных и терригенных пород. Михайловская часть разреза- это известняки, редко доломитизированные; алексинский разрез терригенный - аргиллиты и алевролито-песчаники; тульский слага-ется глинисто-карбонатными породами; бобриковский - переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Поровые коллекторы составляют 5,6 % всей толщины пачки.

    VII пачка - верхи турнейского яруса  нижнего карбона. Вскрытая толщина  до ГВК составляет 250 м. Сложена  известняками слабо доломитизированными и глинистыми, перекристаллизованными.

    Коллекторы  продуктивной толщи относятся к  сложным. В общем массиве и  по отдельным литолого-стратиграфическим  пачкам выделяются три группы коллекторов с параметрами:

    - 1-я группа - тонкопорово-микрокаверновотрещинные с проницаемостью менее 0,01 мД и пористостью 0,1-3,0 %;

    - 2-я группа - порово-микрокаверновотрещинные  с проницаемостью 0,0005- 
0,85 мД и пористостью 3,0-6,0 %;

    - 3-я группа - трещинно-микрокаверновопоровые  с проницаемостью 0,11- 
4513 мД и пористостью более 6 %.

    Увеличение  объемов последних двух групп  коллекторов с пористостью более 
3 % связано с вторичными процессами, проходившими наиболее интенсивно в органо-генных и органогенно-обломочных известняках. Промышленная их ценность подтверждена опробованием и профилями притока, ценность же коллекторов с пористостью менее 3 % окончательно не установлена. Имеется ряд факторов свидетельствующих как о возможности отнесения их к промышленным, так и о невозможности. Однако, на завершающей стадии разработки залежи очевидным становится то, что их потенциальные возможности как объектов эксплуатации снижены настолько, что они не представляют промышленного интереса.

    Соотношение типов коллекторов определяет значительную неоднородность продуктивного массива  по емкостным и фильтрационным параметрам. В каждой пачке зоны порового коллектора представляют собой сложно построенные разрезы и состоят из чередования низко- и высокопроницаемых разностей. Наибольшую газонасыщенную емкость имеет III литолого-коллекторская пачка. Толщина ее соизмерима с другими , а суммарная эффективная толщина поровых коллекторов, их коллекторские свойства выше, чем в других пачках. Несколько уступают ей по распределению пористости породы Y пачки, однако фильтрационные свойства их значительно снижены по сравнению с пачкой III и приближаются к IY пачке, обладающей более низкими физическими параметрами.

    Величины  суммарных эффективных газонасыщенных толщин поровых коллекторов в продуктивном разрезе характеризуются неравномерным распределением по площади. Максимальные их значения тяготеют к сводовой части структуры  и западному крылу. Сокращение эффективных газонасыщенных толщин наблюдается на периклинальных замыканиях и на восточном погружении складки. Литологическое замещение коллекторов выявлено по результатам опробования в московских отложениях в скв.24 и 142.

    2.4.Нефтегазоносность продуктивной толщи

    Промышленные  притоки газа получены практически  во всех опробованных скважинах, вскрывших подошву отложений кунгурского яруса выше ГВК залежи.

    Максимальные  дебиты газа приурочены к московской части разреза, высокие - к башкирско-серпуховской. Средними дебитами характеризуется  бобриковская часть разреза. Пермские объекты в большинстве скважин (кроме скв. 2 и 3) оказались “сухими”, или, в лучшем случае, были получены слабые притоки. Аналогично характеризуется и михайловско-тульская карбонатная и глинисто-карбонатная толща.

      Притоки и скопления нефти  в разрезе залежи выявлены  как в процессе разведки, так и текущей ее разработки. Они рассматриваются как спорадические, приуроченные к приконтактной зоне (скв. 14, 20, 31, 33, 36). Лишь нефтяное скопление, на южной периклинали складки, вскрытое скв. 26 и 49, получило промышленную оценку как нефтяная оторочка. В скв. 14 получен нефтяной фонтан, для остальных скважин характерна низкая продуктивность (дебиты определены в основном по подъему уровня). Скопления нефти в скв. 14, 20 и 31 оцениваются как тектонически изолированные, находящиеся в автохтонной части разреза.

    В процессе текущей разработки месторождения  притоки нефти и нефтепроявления были установлены в скв. 213,57 и 204 на северной периклинали месторождения, в скв. 187, 188, 192, 195 на северном куполе, в скв. 163, 179, 180, 233 - на среднем и в скв. 56, 79,190 и 231 - на южном куполе.

    Нефтепроявление на южной периклинали, классифицированное как нефтяная оторочка, в результате дальнейшего разбуривания получило уточнение. Площадь подтвержденного  опробованием нефтенасыщения расширилась на север до скв.190, интервал по вертикали увеличился с 60 м при оценке в работе до 143 м. Продуктивность же скважин остается низкой, практически непромышленной. 

    Анализ  текущих уровней водо-, нефте- и  газонасыщения продуктивного разреза месторождения, проведенный в работе, показал, что в нижней (гипсометрически) части залежи между чисто газонасыщенным и чисто водонасыщенным разрезом выделяется так называемая “переходная” зона. В пределах этой зоны некоторые скважины вскрыли нефтяные скопления, другие выявили смешанное насыщение (газоводяное с признаками нефти и смешанное нефтеконденсатное).

    На  распределение пластовых флюидов  в “переходной” зоне оказывало  влияние форсированное дренирование газоконденсатной залежи, которое привело к созданию наиболее благоприятных предпосылок для внедрения пластовых вод в залежь по отдельным проницаемым пропласткам, а также к снижению экранирующей способности нефтенасыщенной части разреза.

    2.5.Выделение эксплуатационных объектов

    Выделение объектов эксплуатации на месторождении предопределено массивно-пластовым характером залежи: отсутствием в разрезе регионально развитых изолирующих прослоев, широко развитой трещиноватостью, объединяющей весь продуктивный массив в единую газодинамическую систему. Это позволило все продуктивные горизонты рассматривать как единый объект эксплуатации, разрабатываемый одной сеткой скважин. В дальнейшем опыт разработки подтвердил правильность такого подхода. На завершающей стадии была проанализирована отработка отдельных горизонтов и частей залежи, кроме пачек, продуктивность и отработка которых не вызывали сомнений (С2m и С2b-С1pr). Анализ показал нецелесообразность разукрупнения объектов эксплуатации, так как в процесс истощения вовлечен практически весь массив.

    Изолированная залежь в бобриковких отложениях южного купола являлась самостоятельным объектом эксплуатации, но из-за малых запасов разработка ее велась одной скважиной.

    На  завершающей стадии разработки залежи методами дистанционных исследований установлены литолого-коллекторские пачки на разных куполах, являющиеся сегодня основными объектами разработки:

    -на  северном куполе - от московских  до веневских карбонатов включительно. Подчиненное значение имеют михайловско-тульские  и бобриковские отложения;

    -на  среднем куполе - основная газоотдача  приурочена к отложениям московского яруса. Башкирские карбонаты нижнего карбона обладают газонасыщенным потенциалом лишь в своде купола.

    - на южном куполе - в связи с  активизацией внедрения пластовых  вод в залежь в сводовой части и на северной периклинали купола работают только московские отложения.

    Нефтяные  скопления на южном куполе, классифицированные как нефтяная оторочка промышленного  значения, в процессе длительной эксплуатации газоконденсатной залежи потеряли свое значение как объект разработки на нефть. За это время в залежь внедрилась пластовая вода, которая прорвала оторочку по проницаемой ее части, отжала часть подвижной нефти вверх по разрезу, образовав гипсометрически выше начального ГВК зону смешанного водо- нефте- и газоконденсатного насыщения.

    2.6.Физико-химические свойства и составы флюидов

    По  типу, составам и свойствам добываемых флюидов весь фонд скважин подразделяется на три группы:

    1) скважины “сухого” поля –  продукция их представлена углеводородами, находящимися в газовой фазе; состав и свойства пластового газа и дегазированного конденсата характеризуются закономерными изменениями в зависимости от величины давления и глубины газоотдающего интервала;

    2) скважины с жидкостными притоками  – продукция их представляет  собой пластовый газ и пластовые жидкие флюиды (выпавший в пласте конденсат, нефть и их смесь); состав и свойства добываемого газа и жидкой фазы могут изменяться в широких пределах;

    3) продукция скважин промышленных  полигонов, характеризующихся поступлением тюменского газа и ретроградных компонентов, перешедших в газовую фазу; в пластовых условиях эти углеводороды находятся в газовой фазе.

 

    3.АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

       В 1966 г. был выполнен “Комплексный проект опытно - промышленной эксплуатации Вуктыльского газоконденсатного месторождения Коми АССР”, и с сентября 1968 г. началась практическая реализация его  основных положений. Проектом было предусмотрено осуществить разработку без поддержания пластового давления с максимальным уровнем отбора газа 10 млрд.м3 в год при 66 скважинах и среднем дебите 500 тыс.м3/сут. В ходе дальнейшей эксплуатации месторождения осуществлялась его доразведка, уточнялись  геологическое строение, план расстановки скважин, запасы углеводородного сырья и, соответственно, корректировались показатели разработки. Характер их изменения свидетельствует о продолжающейся до настоящего времени эксплуатации месторождения на газовом режиме без существенного проявления влияния внедрения пластовых вод.

       В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи Вуктыльского НГКМ проводилась  на основе “Комплексного проекта  разработки Вуктыльского нефтегазо-конденсатного  месторождения на завершающей стадии”, утвержденного 26.03.90 г. заместителем председателя Правления государственного газового концерна Газпром.

       В настоящее время месторождение  разрабатывается в соответствии с “Анализом состояния разработки Вуктыльского НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.”, рассмотренным и утвержденным на заседании секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО Газпром (протокол № 14/95 от 9.12.95 г.).

Информация о работе Экономическое обоснование выбора оптимального варианта проекта раз-работки месторождения