Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Февраля 2013 в 21:46, дипломная работа

Описание

При бурении и эксплуатации скважин неизбежно возникновение песчаных пробок в стволе и на забое, оказывающих негативное влияние на производительность скважин. Наиболее эффективным и широко распространённым в последнее время средством решения данной проблемы является внедрение технологии НТ. Цель данного дипломного проекта состоит в том, чтобы доказать эффективность применения технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общая характеристика района
1.2 История освоения месторождения
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Геологическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфия
2.1.2 Структурно-тектонические особенности
2.2 Характеристика продуктивных пластов
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
3.2 Состояние разработки и фонда скважин Холмогорского месторождения
3.3 Контроль за разработкой Холмогорского месторождения
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Конструкция типовой скважины
4.2 Оборудование для работы с гибкими НКТ
4.2.1 Функции и характеристики наземного оборудования
4.2.2 Регистрируемые параметры
4.2.3 Скважинное оборудование для работы с гибкими НКТ
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Опыт применение установок с непрерывной трубой при ремонте скважин в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»,ТПДН «Холмогорнефть»
5.2 Промывка скважины
5.2.1 Критерии расчета при проектировании работ
5.2.2 Несущая способность промывочных жидкостей
5.2.2.1 Вертикальные скважины и скважины с незначительным углом отклонения от вертикали
5.2.2.2 Скважины со значительным углом отклонения от вертикали
5.3 Промывка скважины с использованием пен
5.3.1 Влияние многофазного потока
5.3.2 Краткие сведения о пенах
5.3.3 Практическое применение
5.3.4 Основные критерии расчета
5.3.5 Упругие свойства пен при циркуляции в скважине
5.3.6 Гидростатическое давление, создаваемое пенной системой в стволе скважины
5.3.7 Плотность и дисперсность пен
5.3.8 Характеристики ПАВ
5.3.9 Незамерзающая пенообразующая жидкость
5.4 Гидромониторные инструменты
5.4.1 Различные конструкции гидромониторного инструмента
5.4.2 Основные критерии выбора гидромониторного инструмента
5.4.3 Основные расчеты
5.5 Лабораторные исследования и анализ процессов происходящих при промывке скважин
5.5.1 Постановка вопросов
5.5.2 Взаимосвязь скорости подъема «НТ» и выноса твердых частиц
5.5.3 Гидравлический расчет
5.5.4 Влияние типа промывочного инструмента
5.5.5 Влияние размера твердых частиц
5.5.6 Влияние вида промывочной жидкости
5.5.7 Влияние угла отклонения
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Характеристика проектных решений
6.2 Методика расчета экономических показателей эффективности применения колонны гибких труб
6.3 Расчет показателей экономической эффективности
6.4 Анализ чувствительности проекта к риску
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
7.1. Обеспечение безопасности работающих
7.2 Санитарные требования
7.3 Экологичность проекта
7.3.1 Влияние работ на окружающую среду
7.3.2 Выполнение природоохранных мероприятий
7.3.3 Оценка экологичности проекта
7.3.4 Чрезвычайные ситуации
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Скачать (2.37 Мб) Сколько стоит заказать работу?

Работа состоит из 1 файл

Диплом.doc

— 4.86 Мб (Скачать документ)

Таблица 6.2.

Расчет ЧТС и НПДН от применения колонны гибких труб

№	показатели	Ед.изм.	годы
№	показатели	Ед.изм.	2007	2008	2009
1	Фонд скважин охваченных применением колонны ГТ	скв	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.тон	9303,12	122663,36	333809,73
3	Выручка от реализации	т.руб	29769,98	404789,09	1134953,08
4	Текущие затраты, в т.ч:	т.руб	10549,03	137109,70	370561,90
5	Затраты на промывку забоя с применением ГТ	т.руб	315,6	2180	3371,2
6	Затраты на дополнительную добычу	т.руб	10233,43	134929,70	367190,70
7	Налог на прибыль	т.руб	4613,03	64243,05	183453,88
8	ПДН	т.руб	14607,92	203436,34	580937,29
9	НПДН	т.руб	14607,92	218044,26	798981,55
10	Коэфицент дисконтирования	т.руб	1,00	0,80	0,64
11	ДПДН	т.руб	14607,92	162229,93	369431,72
12	ЧТС	т.руб	14607,92	176837,86	546269,58

Рисунок 6.1 Профили ЧТС и НПДН

По графику динамики показателей ЧТС и НПДН (рис. 6.1) можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток). Это точка пересечения НПДН с ЧТС с осью абсцисс. Срок окупаемости показывает количество лет, в течении которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения. [11,13]

Для оценки эффективности капитальных вложений кроме срока окупаемости определяется коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК = ЧТС/ЧТСинв + 1, (6.12)

где ЧТСинв - суммарные дисконтированные инвестиции, руб.

КОК= 1,5. [11,13]

Коэффициент отдачи капитала показывает, сколько рублей дохода дает один рубль инвестиций, вложенный в проведение инновации за расчетный период с учетом дисконтирования результатов и затрат. [11]

Внутренняя норма рентабельности (ВНР) является показателем эффективности данного проекта и представляет собой такую норму дисконта, при которой ЧТС = 0. Определяется методом подбора или графически (рис.6.2). Если ВНР не превышает выбранное значение нормы дисконта (Ен), такой вариант проведения инновации отклоняется. [11,13]

Рисунок 6.2 Внутренняя норма рентабельности

Т.к. внутренняя норма рентабельности (ВНР = 0,85) превышает выбранное значение нормы дисконта (Ен=0,1), такой вариант проведения ремонтных работ не отклоняется. [11,13]

6.4 Анализ чувствительности проекта к риску

Расчет потока денежной наличности базируется па следующих показателях:

Объем добычи нефти
Цены на нефть
Текущие затраты
Ставки налога [11]

Каждый из параметров имеет ту или иную степень неопределенности.[11]

Случайные изменения названных показателей могут быть вызваны влиянием природных факторов, рыночной среды, налогового законодательства и др. Полому необходимо провести анализ чувствительности проекта. Для этого мы задаем диапазоны колебаний каждого параметра в определенных пределах в процентах, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Задав вариации каждого параметра, мы получим зависимость чистой текущей стоимости от одной из переменных: [11]

ЧТС = f(Ц)
ЧТС = f(Q)
ЧТС=f(И)
ЧТС = f(Н) [11]
Интервалы изменения факторов:
Q = [-30%, 10%]
Ц = [-20%, 20%]
Тз=[-10%, 10%]
Н = [-20%, 20%] [11]

В таблицах 6.3 - 6.10 приводится расчет экономической эффективности при изменении факторов в заданных интервалах. [11,13]

Таблица 6.3.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при уменьшении текущих затрат на 10%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	9303,12	122663,36	333809,73
3	Выручка от реализации	т.руб	29769,98	404789,09	1134953,08
4	Текущие затраты	т.руб	9494,13	123398,73	333505,71
5	Налог на прибыль	т.руб	4866,21	67533,69	192347,37
6	ПДН	т.руб	15409,65	213856,67	609100,00
7	НПДН	т.руб	15409,65	229266,32	838366,32
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	15409,65	170539,61	387341,05
10	ЧТС	т.руб	15409,65	185949,26	573290,31

Таблица 6.4.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при увеличении текущих затрат на 10%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	9303,12	122663,36	333809,73
3	Выручка от реализации	т.руб	29769,98	404789,09	1134953,08
4	Текущие затраты	т.руб	11603,94	150820,67	407618,09
5	Налог на прибыль	т.руб	4359,85	60952,42	174560,40
6	ПДН	т.руб	13806,20	193016,00	552774,59
7	НПДН	т.руб	13806,20	206822,20	759596,79
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	13806,20	153920,26	351522,39
10	ЧТС	т.руб	13806,20	167726,45	519248,85

Таблица 6.5.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при уменьшении добычи нефти на 30%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	6512,18	85864,35	233666,81
3	Выручка от реализации	т.руб	20838,99	283352,36	794467,15
4	Текущие затраты	т.руб	7479,00	96630,79	260404,69
5	Налог на прибыль	т.руб	3206,40	44813,18	128174,99
6	ПДН	т.руб	10153,59	141908,40	405887,47
7	НПДН	т.руб	10153,59	152061,99	557949,46
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	10153,59	113164,59	258113,41
10	ЧТС	т.руб	10153,59	123318,18	381431,59

Таблица 6.6.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при увеличении добычи нефти на 10%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	10233,43	134929,70	367190,70
3	Выручка от реализации	т.руб	32746,98	445268,00	1248448,38
4	Текущие затраты	т.руб	11572,38	150602,67	407280,97
5	Налог на прибыль	т.руб	5081,91	70719,68	201880,18
6	ПДН	т.руб	16092,70	223945,65	639287,23
7	НПДН	т.руб	16092,70	240038,35	879325,59
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	16092,70	178585,05	406537,82
10	ЧТС	т.руб	16092,70	194677,75	601215,57

Таблица 6.7.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при уменьшении налога на прибыль на 20%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	9303,12	122663,36	333809,73
3	Выручка от реализации	т.руб	29769,98	404789,09	1134953,08
4	Текущие затраты	т.руб	10549,03	137109,70	370561,90
5	Налог на прибыль	т.руб	4613,03	64243,05	183453,88
6	ПДН	т.руб	15530,53	216284,95	617628,07
7	НПДН	т.руб	15530,53	231815,48	849443,55
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	15530,53	172476,04	392764,25
10	ЧТС	т.руб	15530,53	188006,56	580770,82

Таблица 6.8.

Расчет ЧТС и НПДП от применения колонны гибких труб при увеличении налога на прибыль на 20%

№	Показатели	Ед.изм	Годы
№	Показатели	Ед.изм	2007	2008	2009
1	Фонд скважин	т.тон	6	40	56
2	Дополнительный объем добычи	т.руб	9303,12	122663,36	333809,73
3	Выручка от реализации	т.руб	29769,98	404789,09	1134953,08
4	Текущие затраты	т.руб	10549,03	137109,70	370561,90
5	Налог на прибыль	т.руб	4613,03	64243,05	183453,88
6	ПДН	т.руб	13685,32	190587,73	544246,52
7	НПДН	т.руб	13685,32	204273,04	748519,56
8	Коэфицент дисконтирования		1,00	0,80	0,64
9	ДПДН	т.руб	13685,32	151983,83	346099,19
10	ЧТС	т.руб	13685,32	165669,15	511768,34

Информация о работе Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении