Расчет сметной стоимости бурения разведочной скважины на Варьеганском газонефтяном месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования, науки и молодежной политики

Краснодарского края

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Краснодарского края

«Ахтырский техникум Профи-Альянс»

Курсовая работа

По специальности: 21.02.02 «Геология нефти и газа»

Расчет сметной стоимости бурения разведочной скважины на Варьеганском газонефтяном месторождении

Выполнил Дзеган А.А.

Проверил Малявин А.В.

2019

Оглавление

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о Варьёганском нефтегазовом месторождении

1.2 Проектные и фактические показатели разработки Варьеганскго месторождения

1.3 Основные показатели работы (анализ производственно-хозяйственной деятельности)

1.4 Цели и виды деятельности

1.5 Структура компании и система управления

1.6 Технология ведения буровых работ на предприятии «Варьеганнефтгаз»

1.7 Типы и назначения скважин буримых на месторождениях нефти и газа

1.7.1 Скважины на региональном этапе изучения

1.7.2 Скважины на поисковом этапе

1.7.3 Скважины на разведочном этапе

1.7.4 Геологоразведочные работы

1.7.5 Разведочное бурение

2. Экономическая часть

2.1 Эффективность бурения

2.2 Факторы, влияющие на стоимость строительства скважин

2.3 Анализ предложений по снижению себестоимости строительства скважин

2.4 Расчет скоростей бурения

2.5 Мероприятия по снижению затрат на строительство скважин

2.6 Техническая и технологическая документация регламентирующая процесс бурения скважин

2.7 Факторы, влияющие на формирование стоимости 1м проходки

2.8 Расценки, зависящие от времени

2.9 Расценки, зависящие от объема работ

Заключение

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о Варьёганском нефтегазовом месторождении

Варьёганское нефтегазовое месторождение, в Российской Федерации, на севере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Было открыто в 1968 году. В 2010 году была добыта 200-миллионная тонна нефти с начала освоения Варьеганского месторождения. Однако и сегодня этот нефтепромысел является одним из самых перспективных лицензионных участков.

Залежи находятся на глубине 800-2500 м. Начальный дебит нефти в скважинах до 290 т/сут, газа около 630 тыс. мі/сут. Плотность нефти составляет 0,77-0,86 г/смі. Центр добычи Варьёганского месторождения -г.Нижневартовск.

Проектированием объектов при обустройстве Варьёганского месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт "Гипротюменнефтегаз".

Разработкой месторождения занимается ОАО «Варьеганнефть» - одно из ведущих предприятий нефтяной компании «РуссНефть», расположенных в Западной Сибири. ОАО «Варьеганнефть» осуществляет добычу и подготовку углеводородного сырья на территории Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округах.

В январе 2012 года «Варьеганнефть» запустила горизонтальную скважину № 2834 на кустовой площадке №3 Варьеганского месторождения. Суточный дебит нефти пробуренной скважины составил 59 тонн. Длина горизонтального ствола, вскрывшего пласт БВ8-2, составляет 450 м.

Целью проекта является определение сметной стоимости бурения разведочных скважин на Варьеганском месторождении.

Расчет сметной стоимости строительства скважин с применением различных технологических решений позволит принять решение о рациональности применения технологии бурения как геологоразведочных, так и эксплуатационных скважин.

Для выбора наиболее рациональной технологии разработки восточного крыла месторождения необходимо получение прямой геологической информации по условиям залегания и фильтрационно-емкостным свойствам продуктивных пластов месторождения ЮВ12, ЮВ11, Ач3, Ач2, Ач1, БВ8-1, БВ7. С этой целью в восточной зоне месторождения планируется пробурить три разведочные скважины.

Опираясь на опыт бурения в условиях месторождения, и ряда близ лежащих площадей (Валюнинской площади и Ново-Аганском месторождении), принимаем для сравнения два основных способа проводки ствола скважины: классический - вертикальный и наиболее полно отвечающий технологии добычи нефти «с горизонтальным вхождением в пласт».

Для представленных вариантов строительства скважин в проекте необходимо произвести сравнение, как технологии ведения буровых работ, так и структуры затрат.

Так как классическая технология ведения буровых работ неоднократно рассматривалась в период теоретического изучения междисциплинарного комплекса учебных дисциплин МДК 01.01, то её приводить в проекте не будем. Технология бурения горизонтального ствола и расчет сметной стоимости будет подвергнут глубокому анализу в сопоставлении с данными реализованной ранее классической схемы строительства на Варьеганском месторождении (в его северной части).

1.2 Проектные и фактические показатели разработки Варьеганскго месторождения

Проектные показатели приведены за последние пять лет (2015-2019 гг.) по сумме категорий А+В1. В эти годы разработка Северо-Варьеганского месторождения регламентировалась следующими проектными документами:

1. «Проект разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол №4973 от 17.10.2010).

2. «Технологическая схема опытно-промышленной разработки газоконденсатных пластов ЮВ11 и КВ Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЗС нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС №70-12 от 18.12.2012).

3. «Дополнение к проекту разработки Северо-Варьеганского месторождения» (протокол ЦКР Роснедр №5862 от 25.12.2013).

В 2015 году фактический уровень добычи нефти превысил прогнозное значение на 6,8% (проект - 422 тыс. т, факт - 450,9 тыс. т) за счет более высоких дебитов нефти (проект - 5,1 т/сут, факт - 6,6 т/сут) и более благоприятной динамики обводнения (фактическая обводненность продукции 94,1%, проектная - 95,3%). Добыча жидкости составила 7889,3 тыс. т, что ниже расчетной на 12,8%. Действующий добывающий фонд меньше проектного на 46 скважин. Разница обусловлена преждевременным выбытием скважин по техническим причинам.

Последующий период разработки характеризуется недостижением проектных уровней добычи нефти и жидкости.

В 2016 году отставание в уровнях добычи жидкости и нефти составило 46,4% и 25,8% соответственно. Расхождение обусловлено меньшим действующим добывающим фондом (проект - 301 скв., факт - 200 скв.). Разница объясняется как опережающим выбытием в предыдущие годы, так и невыполнением графика ввода (в том числе по выводу из неработающих категорий). Проектом предусматривалось бурение 14 скважин, фактически введено четыре новые скважины. Средний дебит по жидкости 103,9 т/сут (по проекту - 139,0 т/сут), по нефти 6,3 т/сут (по проекту - 6,2 т/сут), обводненность 93,5% (по проекту - 95,6%).

В 2017 г. добыча нефти (419 тыс. т) не соответствует проектному показателю (453 тыс. т) на -7,5%, жидкости - на -13,1% и связано с недостижением дебитов нефти (проект 6,1 т/сут, факт - 5,9 т/сут) и жидкости. Действующий фонд при этом на 9 ед. опережает проектное значение и составляет 220 скважин.

В 2018 г. недостижение по уровню добычи нефти (-15,5%) и жидкости (-11,2%) также обусловлено более низкими фактическими дебитами. Действующий фонд практически соответствует проектному (проект - 229 скважин, факт - 235), но при этом не выполнен запланированный ввод трех новых скважин с дебитом 36,9 т/сут.

В 2019 г. добыча нефти составила 420,2 тыс.т при проектном показателе 544,5 тыс. т. Снижение от проектного уровня - 124,3 тыс. т (23% при допустимом ±25%).

Причины невыполнения проектных показателей:

невыполнение планов по вводу новых скважин (в 2019 г. введено 4 скважины вместо 10) и, как следствие, отставание действующего фонда (230 скважин) от проектного (255 скважин);

более низкие фактические дебиты нефти (5,3 т/сут) и жидкости (99,3 т/сут).

Проектные дебиты нефти и жидкости (6,0 т/сут и 106,3 т/сут соответственно) превышают фактические на 11,7% и 7,6%, фактическая обводненность 94,6% при проектной 94,4%.

Добыча растворенного газа составила 335,7 млн.м3. Уровень использования растворенного газа отличается от проектного на 0,1% и составляет 94,9%.

В 2019г. фактическая добыча жидкости на 19% ниже проектной (проект - 9685 тыс.т, факт - 7812 тыс.т). Проектный показатель 2019г. по закачке воды с целью ППД (2590 тыс.м3) перевыполнен фактически (3316 тыс.м3) на 28%. Текущая компенсация отборов составила 77% при проектной 25%. Средняя приемистость нагнетательных скважин составила 146 м3 /сут при проектной 159 м3 /сут.

Несмотря на превышение эксплуатационного добывающего фонда (519 скважин) над проектным (493 скважины), фактический действующий добывающий фонд (230 скважин) по состоянию на 01.01.2020 г. ниже проектного (255 скважин) на 10%.

Эксплуатационный (217 скважин) и действующий (41 скважина) нагнетательный фонд также ниже проектного (соответственно 245 и 45 скважин).

С момента составления ПТД на разработку газоконденсатных объектов наблюдается отставание в уровнях добычи газа и конденсата, что связано как с меньшим действующим фондом, так и с меньшими дебитами. В соответствии с программой ОПР в 2016-2018 гг. выполнен запуск в эксплуатацию существующих скважин (в процессе перевода и расконсервации). В 2017 г. в рамках реализации проектных решений завершена бурением одна газовая скважина на объекте.

1.3 Основные показатели работы (анализ производственно-хозяйственной деятельности)

На месторождениях ПАО «Варьеганнефтегаз» (дочернее добывающее предприятие ПАО НК «РуссНефть», входящего в ПФГ «Сафмар» Михаила Гуцериева) добыто более 2,783 млн. тонн нефти и 1,797 млрд. куб. м попутного нефтяного газа. Плановые показатели по добыче газа выполнены 24 декабря.

На Тагринском участке недр, «локомотиве» Варьеганской группы месторождений, введено в эксплуатацию 75 новых скважин, они принесли Обществу дополнительно свыше 540 тыс. тонн нефти. Для добычи трудноизвлекаемого углеводородного сырья благополучно используется ряд передовых технологий, таких как: зарезка боковых стволов, многостадийные гидравлические разрывы пласта. На Тагринском ЛУ применяются многостадийные гидроразрывы пласта с максимальным количеством портов до девяти штук и максимальным объемом закачиваемого проппанта - до 980 тонн.

Заметно выросла ресурсная база Общества. На севере Тагринского месторождения подтверждены около 5 млн. тонн извлекаемых запасов нефти, что позволило сформировать программу эксплуатационного бурения на 52 новых скважины в ранее не освоенных районах. В южной части этого участка недр, благодаря бурению скважины методом ЗБС, открыта новая залежь пласта ЮВ1-2. После постановки запасов залежи на баланс планируется на этом объекте пробурить и ввести 14 новых скважин.

На Ново-Аганском месторождении реализована программа гидравлического разрыва пластов на Ачимовский пласт. Для оценки его фильтрационных свойств со скважины №563 отобран керн, по результатам исследований которого планируется получить льготу по налогу на добычу полезных ископаемых, что позволит реализовать программу эксплуатационного бурения на 14 новых скважин.

На Западно-Варьеганском Лусо скважины №182п также отобран керн с целью определения фильтрационно-емкостных свойств пласта ЮВ1. По результатам исследований керна в 2019 году планируется получить льготу по налогу на добычу полезных ископаемых и реализовать программу эксплуатационного бурения на 72 новые скважины.

Меры по оптимизации затрат и повышению эффективности производства принесли Обществу экономию средств в размере 252,8 млн. рублей.

«Варьеганнефтегаз» планирует нарастить добычу нефти до 2,866 млн. тонн, пробурить и ввести 93 новые скважины на участках Варьеганского нефтяного блока, а также продолжить курс оптимизации производственных процессов. Приоритетными направлениями деятельности Общества является

Строительство разведочных скважин с целью получения детальной информации в период доразведки месторождения.

Строительство эксплуатационных скважин с целью обеспечения наиболее рациональной технологии извлечения нефти.

Добыча сырой нефти

Разработка гравийных и песчаных карьеров, добыча глины и каолина

Производство пара и горячей воды (тепловой энергии) котельными

Предоставление прочих услуг в области добычи нефти и природного газа

Забор, очистка и распределение воды

Деятельность в области инженерных изысканий, инженерно-технического проектирования, управления проектами строительства, выполнения строительного контроля и авторского надзора, предоставление технических консультаций в этих областях.

1.4 Цели и виды деятельности

ПАО «Варьеганнефтегаз» осуществляет, в соответствии с Уставом, следующие виды деятельности:

- геологическое изучение недр, включая поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, поиск, разведка, разработка нефтяных и газовых месторождений;

- разведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация полезных ископаемых, в том числе нефти, газа и нефтепродуктов, ведение связанных с этим работ;

-выполнение проектно-изыскательных работ, связанных с использованием земель;

-выполнение маркшейдерских работ, геодезической деятельности картографической деятельности и земельно-правового обеспечения;

-инженерные изыскания, проектирование, выполнение строительномонтажных работ;

-материально-техническое снабжение и маркетинг, складские услуги, в том числе по временному хранению таможенных грузов, погрузо-разгрузочные работы;

-производство, передача и распределение электрической и тепловой энергии;

-внешнеэкономическая, коммерческая, инвестиционная деятельность;

-осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством

В состав ПАО «Варьеганнефтегаз» входят нефтедобывающие предприятия ООО «Валюнинское», является дочерним обществом ОАО «Варьеганнефть». Нефтегазодобывающее предприятие образовано 25 ноября 2003г. с переоформлением соответствующей лицензии на недропользование.

Валюнинское месторождение открыто в 1987 году поисковой скважиной №212. В тектоническом отношении Валюнинская площадь расположена в пределах Уренгойско-Варьеганского мегаблока.

Геологический разрез на Валюнинской площади изучен глубоким бурением до глубины 3800 м. Разрез представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, перекрывающей образования доюрского складчатого фундамента. Нефтеносность на Валюнинской площади связана с продуктивными пластами ЮВ12, ЮВ11, Ач3, Ач2, Ач1, БВ8-1, БВ7.

ООО «Ново-Аганское», является дочерним обществом ОАО «Варьеганнефть».

Ново-Аганское месторождение открыто в 1985 году и находится в зоне активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры, в непосредственной близости от него находится Варьеганское месторождения.

Геологический разрез на Ново-Аганского месторождения изучен поисково-разведочными скважинами до глубины 3210 м. В разрезе месторождения выявлено 15 продуктивных пластов. В каждом пласте вскрыто от 1 до 4 нефтяных залежей. В целом их количество достигает 24. Залежи разнотипные - пластово-сводовые, тектонические и литологически экранированные.

Кроме того, в состав ПАО входят сервисные компании:

- ООО «Управление по ремонту и обслуживанию нефтепромыслового оборудования», основными видами деятельности которого являются оказание услуг по текущему и капитальному ремонту нефтепромыслового оборудования, а также изготовление запасных частей и нестандартного оборудования предприятиям, учреждениям, организациям.

- ООО «Управление автоматизации и энергетики нефтяного производства», основными видами деятельности которого являются: ремонт двигателей погружных асинхронных, ремонт гидрозащиты, электрические испытания средств защиты, испытание трансформаторного масла, силовых кабелей, испытание силовых кабельных линий, монтаж, наладка и эксплуатация средств КИП и А газового оборудования и котельных установок и др.

- ООО «Производственно-бытовое управление», основными видами деятельности которого являются: выработка и распределение тепловой энергии, обслуживание и ремонт теплоэнергетического оборудования, обслуживание и ремонт газопроводов и газового оборудования, обслуживание артезианских скважин, обеспечение технической водой, обслуживание систем химводоочистки и канализационно-очистных сооружений и др.

1.5 Структура компании и система управления

Рисунок 1.1 Организационная структура управления бурового предприятия в период начала буровых работ на месторождении.



Рисунок 1.2 Организационная структура управления бурового предприятия в составе ПАО «Варьеганнефтегаз».

бурение скважина газонефтяное месторождение

Важнейшим фактором, определяющим конечные результаты деятельности предприятия и его эффективность, является его структура, которая представляет собой состав и соотношение его внутренних звеньев, составляющих единый хозяйствующий субъект. В структуре компании ПАО «Варьеганнефтегаз» представлены следующие подразделения:

* Генеральный директор;

* Служба безопасности;

* Зам. Генерального директора по общим вопросам;

* Аппарат при руководстве;

* Бухгалтерия;

* Зам. генерального директора по бурению и маркетингу;

* Геологическая служба;

* Отдел транспорта и МТС;

* Отдел маркетинга;

* Главный технолог;

* ПТО;

* Экспедиция глубокого бурения;

* ПДС;

* Зам. начальника экспедиции по ВМР;

* Вышкомонтажные бригады;

* Главный механик;

* Главный энергетик;

* Начальник БПО;

Заместитель генерального директора по бурению и маркетингу.

Должностные обязанности

Организация и управление работами по поисково-разведочному бурению (в том числе на шельфе).

Руководство разработкой и выполнением всех планов и программ работ в области проведения буровых работ.

Обеспечение полномасштабного внедрения передового опыта в бурении скважин.

Организация разработки проектно-сметной документации на бурение скважин.

Разработка и внедрение единых процессов планирования и проведения буровых операций.

Активное взаимодействие со сторонними подрядчиками.

Обеспечения технического качества и стандартов при бурении скважин.

Участие в организации заключения подрядных договоров на буровые установки, сервисные услуги и прочие работы, необходимые для обеспечения бурения.

Руководство процессом и участие в процессе анализа безопасности и хода производственной деятельности, осуществляемого путем посещения производственных участков.

Геологическая служба

Геологическая служба выполняет следующие задачи:

Организует и проводит детальное изучение геологического строения месторождения и их продуктивных горизонтов с целью получения необходимых параметров для проектирования рациональной системы разработки;

Активно участвует в проектировании рациональной системы разработки

Руководит проводкой скважин и сбросом первичного фактического материала для наиболее полного изучения строения залежи нефти и газа, а так же условий залегания нефти и газа;

Проводит работу по подсчету запасов нефти и газа; участвует в разработке мероприятий по наиболее полному использованию залежей нефти и газа;

Ведет всю геологическую и гидрогеологическую документацию на промысле, а также геологическую документацию скважин, находящихся в бурении и эксплуатации;

Осуществляет геологический контроль за бурением и эксплуатацией скважин с целью охраны недр

Организует и руководит поиском и разведкой новых продуктивных горизонтов на промысловых площадях, в частности в отложениях, подстилающих уже разрабатываемые залежи.

Главный технолог

Функциональные обязанности Главного технолога определены на основе и в объеме квалификационной характеристики по должности главного технолога и могут быть дополнены, уточнены при подготовке должностной инструкции исходя из конкретных обстоятельств.

Организует разработку и внедрение прогрессивных, экономически обоснованных, ресурсо- и природосберегающих технологических процессов и режимов производства выпускаемой предприятием продукции

Принимает меры по ускорению освоения в производстве прогрессивных технологических процессов, новейших материалов, широкому внедрению научно-технических достижений.

Руководит составлением планов внедрения новой техники и технологии, повышения технико-экономической эффективности производства, разработкой технологической документации

Контролирует выполнение перспективных и текущих планов технологической подготовки производства

Руководит работой по организации и планировке новых цехов и участков, их специализации, освоению новой техники, новых высокопроизводительных технологических процессов, выполнению расчетов производственных мощностей и загрузки оборудования

Руководит работниками отдела, координирует и направляет деятельность подразделений предприятия, обеспечивающих технологическую подготовку производства, организует работу по повышению квалификации работников.

Производственно-технический отдел (ПТО)

Производственно-технический отдел занимается планированием производственной деятельности, ее техническим обеспечением и оперативным управлением. Этот отдел является самостоятельным подразделением организации и подчиняется своему непосредственному руководителю или его заместителю. В то же время он постоянно взаимодействует с другими подразделениями и службами организации. Производственно-технический отдел руководствуется в своей работе действующим законодательством, актами нормативно-правового кодекса, специализированными методическими материалами и организационными документами предприятия.

Производственно-диспетчерская служба (ПДС)

Производственно-диспетчерская служба (ПДС), являющаяся органом оперативного управления производством, обеспечивает выполнение текущих плановых заданий по добыче и реализации газа и газового конденсата, координацию работы основного и вспомогательного производства и др.

Вышкомонтажные бригады

Ведут монтаж, демонтаж и транспортировку буровых вышек, привышечных сооружений, механизмов по подъему и опусканию вышки, оборудования циркуляционной системы очистки бурового раствора, блока запасных емкостей, энергоблока и средств механизации и автоматизации. Производит разбивку мест, расположения фундаментов, оснований бурового оборудования и привышечных оснований.

Каждый из блоков включает в себя департаменты, управления и отделы. Организация ведет бухгалтерский учет и предоставляет финансовую отчетность в порядке, установленным действующим законодательством РФ. На предприятии хранятся следующие документы: Устав, документы, подтверждающие права на имущество; внутренние документы; годовой финансовый отчет; документы бухгалтерского учета и финансовой отчетности и иные документы.

Контроль за финансово-хозяйственной деятельностью организации осуществляет заместитель генерального директора по блоку планирования, управления эффективностью деятельности и контролю ПАО «Варьеганнефтегаз».

Организационная структура управления ПАО «Варьеганнефтегаз» является линейно-функциональной. Характер делегирования полномочий - вышестоящие передают определенные полномочия нижестоящим, наделяя их ответственностью и правами.

Следует отметить, что для всех линейных руководителей характерно:

быстрое осуществление действий по распоряжениям и указаниям, которые исходят от вышестоящих руководителей;

рациональное сочетание линейных и функциональных взаимосвязей;

стабильность полномочий и ответственности за персоналом;

единство и четкость распорядительства;

личная ответственность каждого руководителя за результаты деятельности.

1.6 Технология ведения буровых работ на предприятии «Варьеганнефтгаз»

Организационно-технологический цикл строительства каждой добывающей или разведочной скважины обеспечивается работой целого ряда имеющих определенные квалификационные составы и численность низовых производственных и обслуживающих звеньев, использующих дорогостоящее буровое оборудование, соответствующую специальную технику, инструменты и аппаратуру. При этом законченная строительством скважина является конечным результатом достаточно длинной технологической цепочки, в которой заняты вышкомонтажная, пусконаладочная и буровая бригады, рабочие группы тампонажной, ремонтной и промыслово-геофизиче-ских служб, а также бригада по опробованию и освоению скважин. Вместе с тем в процессе своей работы каждое из названных низовых производственных звеньев активно взаимодействует с обеспечивающими строительство скважины инженерно-технологической службой, подразделением технологического транспорта и специальной техники и системой производственно-технического обслуживания и комплектации оборудованием.

Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, объединяется понятием «цикл строительства скважины» (ЦСС). Он включает следующие виды работ:

подготовительные работы к строительству скважины -- устройство подъездных путей и проводка коммуникаций, расчистка и планировка площадки (удаление плодородного слоя почвы в валки), сооружение фундаментов под буровое оборудование, доставка бурового оборудования;

вышкомонтажные работы -- строительство или перетаскивание вышки, монтаж и установка бурового оборудования на фундаменты, монтаж: циркуляционной системы, оборудование устья будущей скважины;

подготовительные работы к бурению скважины -- опробование смонтированного оборудования, доставка инструмента и материалов, подготовка бурового инструмента к работе, заготовка или доставка бурового раствора;

бурение скважины (работы по проходке ствола скважины) -- углубление ствола, проведение спускоподъемных операций;

В условиях буровых предприятий нашей страны распространены две схемы организации производственного процесса строительства скважины - специализированная и комплексная.

При специализированной организации производственного процесса все работы ведутся 5-7 бригадами, которые специализируются на выполнении технологически однородных работ. После окончания работ бригады переходят на следующие объекты.

При комплексной организации ЦСС все работы возлагаются на производственные бригады, насчитывающие 30-40 человек. В эти бригады включаются рабочие разных специальностей, которые ведут все работы, начиная с вышкомонтажных и заканчивая опробованием скважины.

1.7 Типы и назначения скважин буримых на месторождениях нефти и газа

1.7.1 Скважины на региональном этапе изучения

Бурение опорных скважин производится на территориях, которые были изучены недостаточно подробно, чтобы выяснить точное строение с точки зрения геологии и определить перспективы разработки месторождения. По информации, которую удается собрать благодаря таким скважинам, становится возможным найти крупные составляющие и построить структуру земной коры в данном месте, вычислить историю изменения геологических пластов и понять, каковы условия для образования и накопления полезных ископаемых.

Бурение скважин опорного типа производится до возможной глубины по техническим параметрам в благоприятных условиях. После бурения в таких поисково-разведочных скважинах собирается керн по разрезу пластов, а также проводится комплекс исследовательских скважинных работ и прочие типы действий для максимального первичного изучения.

Бурение параметрических скважин осуществляется для изучения геологического состава пластов перспектив содержания полезных ископаемых, выявления основных свойств пород для того, чтобы более полно и точно расшифровать результаты исследований. Заложение поисково-разведочных скважин такого типа осуществляется на локальных подъемах для точечного изучения больших структурных составляющих. Глубина скважины достигает фундамента либо ограничивается техническими возможностями конкретного участка.

1.7.2 Скважины на поисковом этапе

Поисковые скважины делаются для открытия скоплений полезных ископаемых на площади, которая уже прошла подготовку геофизическими способами. Любая скважина, которая пробурена на такой площади до выявления нефтегазовых залежей в промышленном масштабе, считается поисковой. Разрезы таких скважин изучаются посредством методик ГИС, сбора керна, флюидных проб и других способов. Их глубина зависит от того, насколько глубоко залегает самый низкий продуктивный пласт, поэтому в зависимости от конкретных условий и типа бурения варьируется от 1,5 до 6 километров (в редких случаях глубина достигает больших отметок).

С учетом дорогой стоимости процесса бурения к нему приступают на позднем этапе изучения земных недр, поскольку такие затраты оправданы, когда возможность открыть новое месторождение, перспективное для длительной промышленной разработки, очень велика. Даже при высоком проценте удачи нередко бывает, что пробуренная скважина не дает нефти и газа в нужном объеме, что делает ее экономически невыгодной, вот почему исследование должно проводиться максимально тщательно.

1.7.3 Скважины на разведочном этапе

Разведочные типы скважин делаются для того, чтобы оценить запасы уже открытых газовых и нефтяных месторождений. По собранным сведениям выявляется структура конкретных залежей, рассчитывается положение отдельных пластов, грунтовых вод и других важных составляющих, а при работе используется широкий спектр видов работ, начиная от забора керна и заканчивая испытанием пластов в ходе бурения.

1.7.4 Геологоразведочные работы

Геологоразведочные работы (ГРР) - это первый и важнейший этап буровых работ на нефть и газ (и не только). Целью этого этапа является выявление и комплексная оценка запасов исследуемых полезных ископаемых (нефть и газ, вода, руды и др.). Однако, прежде чем производить оценку результатов ГРР, необходимо произвести параметризацию полученных данных.

Параметризация учитывает следующие аспекты:

геологическое строение месторождения

его расположение в пространстве и связанные с ним рельефные условия

количество и качество полезных ископаемых

прогнозируемые условия эксплуатации месторождения (факторы, их обусловливающие)

Принято выделять 3 основных этапа ГРР на нефть и газ:

Региональный

Поисковый

Разведочный

ГРР осуществляются именно в такой последовательности, на каждом из этих этапов востребованы знания из смежных областей: геофизики, геохимии, гидродинамики и др.

Суть регионального этапа ГРР сводится к проведению региональных геолого-геофизических работ в две стадии:

стадия прогнозирования нефтегазоносности

стадия оценки зон нефтегазонакопления

Стадия прогнозирования нефтегазоносности концентрируется на осадочных бассейнах и связанных с ними частях, при этом выделяются литолого-стратиграфические комплексы, фациальные зоны, нефтегазоперспективные зоны и др.

Стадия оценки зон нефтегазонакопления фокусируется исключительно на нефтегазоперспективных и нефтегазонакопительных зонах, попутно выполняется количественная оценка перспектив нефтегазоносности, выделение наиболее крупных ловушек и др.

Также в рамках регионального этапа проводятся региональные аэрокосмофотосъемка, геофизическая и геохимическая съемка, построение региональных сейсмопрофилей, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, изучение керна. Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2.

Поисковый этап сводится к обеспечению необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа, проводится в две стадии:

стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

стадия поиска месторождений

Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения относится к отдельным площадям в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления, при этом устанавливаются условия залегания и другие геолого-геофизические свойства нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, проводится выявление перспективных ловушек и их количественная оценка ресурсов в них и др.

В рамках этой стадии широко применяются геофизические методы исследований (гравимагнитосъемка, электро- и сейсморазведка)

Стадия поиска месторождений оперирует ловушками, подготовленными для поискового бурения. В ее рамках определяются геолого-геофизические свойства горизонтов и пластов, проводится подсчет запасов открытых залежей и др.

В течение этой стадии проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

Заключительный разведочный этап призван подготовить промышленные месторождения к разработке в течении следующих двух стадий:

стадия оценки месторождений

стадия подготовки месторождений к разработке

Стадия оценки месторождений обычно приурочена к открытым месторождениям и выявленным залежам и оперирует установленными характеристиками залежей для определения их промзначимости, установленными физико-химическими свойствами нефти и подсчитанным коэффициентом продуктивности скважин и др.

Стадия подготовки месторождений к разработке в целом повторяет стадию оценки месторождений, добавляя к ней интерпретацию геолого-геофизических материалов и детальное проведение площадных (сейсморазведка, структурное бурение) и скважинных геолого-геофизических работ.

К завершению разведочного этапа должны быть подготовлены данные по:

запасам нефти и газа

экономической эффективности проведенных работ

1.7.5 Разведочное бурение

Под разведочным бурением на нефть и газ понимается бурение скважин всех известных типов (опорных, параметрических, поисковых и разведочных) буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения, роторным, турбинным способом и электробурами для региональных исследований, а также поисково-разведочных работ, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Разведочное бурение, в сущности, заключается в разработке и эксплуатации разведочной скважины. Разведочная скважина обычно бурится вертикально, то есть без заметного отклонения от места забуривания.

В самом общем виде, конструкцию разведочной скважины графически можно представить так:

Прежде чем приступать к разведочному бурению, необходимо заранее определить его объемы, а также разработать, согласовать и утвердить технический проект на строительство скважины.

Количественно объем разведочного бурения определяется как запланированный прирост запасов по категориям / принятая эффективность ГРР.

Объемы разведочного бурения будут неизбежно расти и в связи с этим будут создаваться новые или наращиваться существующие производственные мощности предприятий разведочного бурения. Далее стартует фаза разбуривания месторождения добывающими, нагнетательными и другими скважинами.

2. Экономическая часть

Методы расчета технических показателей темпов бурения и строительства скважины.

2.1 Эффективность бурения

Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород. Выделяют параметры режима бурения, которые можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое, и факторы, установленные на стадии проектирования строительства скважины, отдельные из которых нельзя оперативно изменять. Первые называются управляемыми. Определённое сочетание их, при котором осуществляется механическое бурение скважины, называется режимом бурения.

Режим бурения, обеспечивающий получение наилучших показателей при данных условиях бурения, называется оптимальным. Иногда в процессе бурения приходится решать и специальные задачи - проводка скважины через поглощаюшие пласты, обеспечение минимального искривления скважины, максимального выхода керна, качественного вскрытия продуктивных пластов. Режимы бурения, при которых решаются такие задачи, называются специальными. Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависти от уровня другого, то есть наблюдается взаимовлияние факторов.

Выделяют следующие основные показатели эффективности бурения нефтяных и газовых скважин: проходка на долото, механическая и рейсовая скорости бурения.

Проходка на долото Hд (м) очень важный показатель, определяющий расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и УБР в целом, число СПО, изнашивание подъемного оборудования, трудоемкость бурения, возможность некоторых осложнений. Проходка на долото в большей мере зависит от абразивности пород, стойкости долот, правильности их подбора, режимов бурения и критериев отработки долот.

Механическая скорость

(2.1.1)

где Hд - проходка на долото, м;

Тм - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.

Таким образом, Vм - средняя скорость углубления забоя. Она может быть определена по отдельному долоту, отдельному интервалу, всей скважине Lс, по УБР и т.д.:

(2.1.2)

Выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость:

(2.1.3)

При известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует эффективность разрушения их, правильность подбора и отработки долот, способа бурения и режимных параметров, величину подведенной на забой мощности и ее использование. Если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо улучшать режим. Изменение текущей механической скорости связано с изнашиванием долота, чередованием пород по твердости, изменением режимных параметров в процессе отработки долота, свидетельствует о целесообразности подъема долота.

Рейсовая скорость

(2.1.4)

где Hд - проходка на долото, м;

Тм - продолжительность работы долота на забое, ч;

Тсп - продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.

Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины, она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения СПО. Если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то Vр снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости, обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.

2.2 Факторы, влияющие на стоимость строительства скважин

Обеспечение устойчивого, эффективного и экологически безопасного воспроизводства минерально-сырьевой базы для удовлетворения энергетических потребностей экономики страны и обеспечение экспорта энергоресурсов, прежде всего в страны АТР, а также создание основ национальной безопасности в долгосрочной перспективе предполагает «формирование нефтегазовых комплексов в восточных регионах страны». Реализация данной стратегической инициативы, обозначенной в Основных положениях проекта Энергетической стратегии России на период до 2035 г. невозможна без решения ключевой задачи - «повышения эффективности воспроизводства запасов» посредством своевременного поиска и разведки углеводородного сырья, а также подготовки и освоения новых месторождений, залежей, площадей, участков, провинций.

Вопросы эффективности геологоразведочных работ приобретают особую актуальность в быстроменяющихся макроэкономических условиях, влияющих на формирование финансовых ресурсов добывающих компаний. Как следствие нефтегазовые компании проводят политику сокращения инвестиций, прежде всего в геологоразведочный сегмент, а также стремятся к оптимизации своих затрат, в частности при строительстве скважин.

Отметим, что специфика нефтегазового производства обусловливает формирование стоимости геологоразведочных программ. К специфическим особенностям нефтегазового производства можно отнести:

удаленность и отсутствие инфраструктуры в месте реализации проекта;

невозможность изменить территориальное расположение месторождений;

зависимость от природных горно-геологических условий и качества проведения геологоразведочных работ;

динамичный характер (изменчивость во времени) природных факторов;

обособленность, автономность производственных объектов;

наличие нескольких стадий эксплуатации месторождений;

комплексный состав добываемой продукции на месторождениях;

неблагоприятное экологическое воздействие на природную среду процессов разработки месторождений;

высокая неопределенность информации, используемой при составлении инвестиционных проектов;

изменение воспроизводственной структуры капитальных вложений в процессе эксплуатации месторождения; длительность периода эксплуатации нефтегазовых объектов.

В свою очередь, каждая из указанных особенностей имеет свою дополнительную специфику. Так к специфике геологоразведочных работ в нефтегазовой промышленности можно, в первую очередь, отнести:

- разбросанность объектов поисков и разведки на значительные территории;

- слабое развитие производственной и социальной инфраструктуры региона, удаленность объектов от баз снабжения;

- применение различных видов, методов и комплексов работ по изучению недр;

- постоянное перемещение фронта работ в пространстве;

- большая продолжительность полного цикла, связанного с открытием и подготовкой к эксплуатации залежей нефти и газа;

- необходимость опережающего проектирования геологоразведочных работ по сравнению с проектированием добывающих предприятий;

- ухудшение показателей эффективности геологоразведочных работ, начиная с момента достижения определенной степени изученности региона.

Свои специфические особенности имеют буровое производство, магистральный транспорт нефти и газа, нефтегазопереработка и сбыт нефтепродуктов.

Знание и учет особенностей подотраслей нефтяной и газовой промышленности является необходимым условием качественной подготовки инвестиционных решений и надежного обоснования их эффективности. Эти особенности определяют и специфику проектов освоения нефтегазовых ресурсов:

- зависимость объемов добычи нефти и газа от природных условий и уровня использования запасов углеводородов;

- невоспроизводимость природных ресурсов;

- динамичный характер природных факторов;

- стадийность эксплуатации месторождений;

- неопределенность исходной информации;

- длительность периодов реализации проектов;

- высокая капиталоемкость и продолжительный период осуществления капитальных вложений;

- высокий уровень риска инвестиций в поиски, разведку и разработку месторождений нефти и газа;

- постоянное ухудшение экономических показателей разрабатываемого месторождения, связанное с природными факторами;

- зависимость денежного потока, генерируемого инвестиционным проектом от истощения запасов месторождения.

2.3 Анализ предложений по снижению себестоимости строительства скважин

К основным факторам, оказывающим существенное влияние на себестоимость геологоразведочных работ, относятся:

- создание и внедрение более стойких долот и бурильных головок;

- применение буровых установок нормального ряда в соответствии с геологическими и природными условиями;

- внедрение новых и модернизация действующих производственных фондов, а также прогрессивной технологии бурения скважин;

- наличие обоснованной методики производства геологоразведочных работ, от выбора которой зависят размеры затрат;

- установление строгого контроля за качеством;

- повышение качества проектирования геологоразведочных работ.

Главные пути снижения себестоимости в бурении - это совершенствование буровой техники и технологии, организации производства и труда. Поскольку бурение нефтяных и газовых скважин является материалоемкой отраслью, то ведущими направлениями совершенствования производства и экономии материальных затрат являются: упрощение и облегчение конструкций скважин, внедрение прогрессивных методов сооружения буровых, рациональное применение кустового бурения, улучшение технологии приготовления и применения промывочных жидкостей, ускорение бурения скважин, массовое использование испытателей пластов и др.

Существует алгоритм вычисления снижения себестоимости строительства скважин, в частности снижение себестоимости в результате роста скорости бурения (Сv) определяется в процентах с помощью следующей зависимости:

(2.3.1)

где Т - сокращение продолжительности бурения за счет роста скорости по сравнению с планом, %;

- удельный вес затрат, зависящих от времени бурения, в сметной стоимости строительства скважин, %.

Практически, сокращение времени бурения рассчитывается по конкретно запланированным мероприятиям, призванным улучшить результаты бурения. Например, если в плане технического развития предусмотрено применение новых типов долот и забойных двигателей, которые призваны повысить механическую скорость проходки (Vм) и проходку на долото (d) экономия времени бурения () определится с учетом элементов баланса времени (Формула 2):

(2.3.2)

Где А- объем проходки, м;

- средняя продолжительность одного спуска и подъема инструмента, час;

- средняя продолжительность вспомогательных работ, связанных с подъемом и спуском инструмента в расчете на 1 рейс, час.

Снижение затрат на бурение (ДCб) в связи с ускорением бурения определяется по затратам, зависимым от времени (Формула 3):

(2.3.3)

где - стоимость часа (суток) работы буровых установок по затратам, зависимым от времени.

Снижение себестоимости в результате намечаемого изменения норм расхода материалов и их цен определяют по формуле () (Формула 4):

(2.3.4)

где - индексы норм и цен соответственно (отношение норм или цен материалов при пользовании резервов к их запланированной величине), доли единицы; - удельный вес затрат на материалы в сметной стоимости строительства скважин.

Конкретно, экономия затрат может быть определена по каждому мероприятию. Например, изменение затрат в связи с использованием новых долот () определяется зависимостью (Формула 5):

(2.3.5)

где и - цены на долота соответственно обычные и новые.

Аналогично можно определить изменение затрат на цемент, химреагенты, обсадные трубы и др. Причем, не всегда расчеты ведут к экономии затрат. Например, если анализ результатов за предшествующие годы свидетельствуют о необходимости повысить качество цементирования скважин, применение более качественного цемента и увеличение продолжительности цементирования приведут к удорожанию этих работ.

Результаты расчетов изменения затрат по всем позициям суммируются и для расчета себестоимости строительства скважин вычитаются из сметной стоимости. В завершение составляют свод затрат на строительство скважин. Описанная методика снижения себестоимости строительства скважины путем увеличения скорости механического бурения, а следовательно, увеличение коммерческой скорости бурения общеизвестна и применяется повсеместно.

Другим направлением снижения себестоимости является снижение потерь времени на проведение тех или иных видов работ.

Основными причинами потерь являются: недостаточное использование более эффективных технологий и инструментов; отступления от технологии проведения буровых и тампонажных работ, в частности, несоблюдение режимов бурения и крепления, недостаточная очистка бурового раствора; использование неисправного оборудования. Как следствие, проведение ряда мероприятий приводит к существенному эффекту (Таблица 1.).

Таблица 1. - Потенциал снижения потерь времени.

Направления мероприятий	Ожидаемый эффект (сокращение времени в % от общего времени бурения и крепления)
Совершенствование технологий бурения и крепления скважин	6 - 10%
Улучшение технического состояния и обслуживания оборудования	4 - 6%
Рациональная организация работ буровой бригады (подготовка, распараллеливание, улучшение координации)	3 - 5%
Оптимизация процессов управления буровой компанией	1 - 3%
Сокращение аварийности	около 1%
ИТОГО	15 - 25%

В итоге можно сказать, что основное направление снижения себестоимости буровых работ, предлагаемое многими авторами в научной литературе, основывается на увеличении коммерческой скорости бурения и связанное с этим снижением затрат.

Увеличение коммерческой скорости бурения должно быть основано:

на увеличении механической скорости бурения (новые долота);

на сведении к минимуму затрат времени на ремонт бурового оборудования;

на использовании эффективных буровых долот; на эксплуатации только нового оборудования

Снижение себестоимости буровых работ должно достигаться за счет:

снижения затрат на транспорт;

ликвидация непроизводительных расходов;

потерь от брака;

ликвидация простоев;

снижение аварийности.

В качестве примера был рассмотрен анализ структуры затрат на строительство скважины, из которого можно сделать вывод, что наибольшие доли отводятся на бурение (26,06 %), испытание (11,24 %), прочие расходы (20,85 %), накладные расходы (9,7 %) и НДС (15,25 %).

Рисунок 2.1. - Структура затрат до изменения стоимости, %.

Три из пяти перечисленных параметров могут быть изменены использованием новых материалов и увеличением производительности труда. НДС и накладные расходы рассчитываются от определенной суммы, т.е. является зависимым от предыдущих затрат.

В качестве изменяемых параметров были приняты: сроки бурения интервала под эксплуатационную колонну (увеличение производительности труда), материалы для приготовления буровых и тампонажных растворов, обсадные колонны и используемые долота.

Для расчета стоимости скважины в приведенном году стоимость каждого измененного элемента была приведена к стоимости в ценах 1984. Пересчет осуществлялся с помощью значений территориальных коэффициентов для Томской области в 2017 году из писем Координационного центра по ценообразованию, для нового строительства этот коэффициент составляет 169,8.

Так был изменен срок бурения интервала под эксплуатационную колонну, были взяты менее дорогие реагенты, тампонажные материалы и обсадные трубы. Вместо малоэффективных шарошечных долот были выбраны долота типа PDC для бурения интервалов под кондуктор и под эксплуатационную колонну.

Рисунок 2.2. - Структура затрат после изменения стоимости, %

В результате этих действий произошло уменьшение доли затрат на бурение и крепление (изменение 3,55 %) и перераспределение остальных долей затрат. Поэтому в общей стоимости испытание и прочие расходы увеличили свои доли соответственно на 1,11 и 1,58 %.

Изменение стоимости строительства скважины уменьшилось почти на 9% в относительном выражении и почти на 11,5 млн руб. в абсолютном. Это говорит о том, что выбранные факторы (например, смена поставщика отдельных материалов) имеет существенное влияние на стоимость скважины в целом. Большую долю затрат составляют расходы, зависящие от времени бурения, поэтому в увеличении производительности работ скрыт большой резерв для экономии средств.

2.4 Расчет скоростей бурения

Скорости бурения являются частью системы плановых показателей работы по скважине.

Механическая скорость проходки характеризует эффективность разрушения горной породы в период ее углубления. Используется для оценки эффективности внедрения новых долот, забойных двигателей, режимов бурения, промывочных жидкостей.

Темпы углубления скважины (средняя скорость углубления забоя) определяются по формуле:

(м/час) (2.4.1)

где - проектная глубина скважины (метр);

- время механического бурения (час).

(2.4.2)

Рейсовая скорость бурения характеризует темп углубления скважины с учетом затрат времени на спускоподъемные операции. Характеризует производительность буровой техники и труда буровых рабочих. Определяется по формуле:

(2.4.3)

где - затраты времени на спускоподъемные операции;

- затраты времени на наращивание в часах;

- затраты времени на проведение замеров зенитного и азимутального угла во время бурения.

(2.4.4)

(2.4.5)

(2.4.6)

Коммерческая скорость бурения характеризует производство работ по бурению и креплению скважины и определяется по формуле:

(2.4.7)

где - затраты времени на бурение и крепление скважины

30,4 - перевод единиц измерения суток в месяцы, если измеряется в сутках.

...