Игнатенко Маргарита Борисовна. Анализ эффективного применения технологии полимерного
 Скачать 2.66 Mb.
|
|
2.6.1. Описание установки полимерного заводнения и схема подключения Для проведения работ по полимерному заводнению планируется использование высокотехнологичного оборудования французского 66 производства компании SNF Floerger. Данное оборудование имеет компактную структуру и оборудовано уникальными блоками размельчения и приготовления полимера, а также азотной станцией способствующей предохранению полимерного раствора деструкции. Предлагаемый комплекс оборудования по полимерному заводнению разрешен к применению на опасных производственных объектах. Предлагаемое оборудование обеспечивает закачку полимерного раствора одновременно, раздельно в 2 скважины, и соответствует следующим требованиям: Наличие специализированного модуля для измельчения полимера, ускорения его созревания и соблюдения однородности полимерного раствора; Наличие азотной станции, используемой при приготовлении полимерного раствора и его обработки перед закачкой, с целью предотвращения окисления и распада полимерного раствора; Плунжерные насосы с керамическими вставками; Наличие компьютеризированной системы контроля работы установки и параметров закачки полимерного раствора; Расход сухого порошка – до 100 кг/ч; Концентрация полимера – до 15 000 ppm; Производительность каждого насоса - до 180 л/мин; Объём баков дозревания оснащённых электромеханическими мешалками - не менее 5 м 3 ; Диапазон давления – 7-140 бар; Макс. температура жидкости – 80 о С; Энергоемкость установки – до 150 кВт. На рисунке 20 представлена технологическая линия приготовления и закачки полимера. 67 Рисунок 20 – Технологическая линия приготовления и закачки полимера В SKID№1 входит следующее оборудование: 1) Бункер для приёма и подачи полимера к аппарату PSU, вместимостью до 1500 кг сухого полимера 2) Аппарат PSU, функции которого, предварительное смачивание, размельчение и окончательное смешивание с водой. Обеспечивает концентрацию вплоть до 15 000 ppm. Производительность до 100 кг/ч. 3) Блок дозревания маточного раствора. Представляет собой 4-х секционную ёмкость, объёмом 4-е кубических метра. Каждая секция оснащена электромеханической мешалкой. 4) Далее приготовленный маточный раствор при помощи дожимного насоса подаётся в узел закачки. 5) Узел закачки это два инжекционных насоса высокого давления, рассчитанных для закачки полимерного раствора в две скважины одновременно. 6) Для максимальной защиты маточного полимерного раствора от преждевременного окисления и создания инертной среды в баках 68 дозревания, смонтирована азотная станция, которая обеспечивает непрерывную подачу азота в процессе приготовления полимерного раствора. В SKID№2 размещается: 1) Отсек для хранения полимера в мешках по 25кг на европаллетах. Вместимость 4тн. 2) Электрощитовая. Включает в себя силовое и низковольтное оборудование, преобразователи частоты, полный пакет КИПиА. 3) Операторская. Оснащена панелью управления электрикой и системой HMI (управление и контроль процессом приготовления и закачки). Установка оснащена системой обнаружения пожара и газа. 2.6.2. Программа закачки полимерного раствора Работы по закачке полимерного раствора с использованием марки полимера Superpusher K-129 должны производиться согласно программе работ, как показано в таблице 18. Таблица 18 – Программа закачки для опытного участка Параметры закачки Параметры полимера Номер дн я закачки Ч и сло дн ей К он ц ен тр ац и я п олимера В язкос ть п олимера Пр и еми ст ос ть ск важ и н ы 2041 Пр и еми ст ос ть ск важ и н ы 2049 К оличе ст во п олимера п о ск важ и н е 2041 К оличе ст во п олимера п о ск важ и н е 2049 Нак оп ле н н ый п олимер (ppm) (cП) м3/сут м3/сут (т) (т) (т) 1 1 500 2,5 250 250 0,12 0,12 0,25 2 1 1000 5 250 250 0,25 0,25 0,75 3 1 2000 19,7 250 250 0,5 0,5 1,75 4 1 3000 38 250 250 0,75 0,75 3,25 5-20 15 4000 60 250 250 15,0 15,0 33,25 21-22 2 3000 38 250 250 1,5 1,5 36,25 23-30 7 2000 19.7 250 250 3,5 3,5 43,25 31-60 30 2000 19.7 250 250 15 15 73,25 61-90 30 2000 19.7 250 250 15 15 103,25 91-120 30 2000 19.7 250 250 15 15 133,25 121-150 30 2000 19.7 250 250 15 15 163,25 151-180,5 30,5 2000 19.7 250 250 15,25 15,25 193,75 69 2015 год 1-365 365 2000 19.7 250 250 182,5 182,5 559 2016 год 1-366 366 2000 19.7 250 250 183 183 925 2017 год 1-365 365 2000 19.7 250 250 182,5 182,5 1290 2018 год 1-365 365 2000 19.7 250 250 182,5 182,5 1655 Необходимая концентрация полимера составит 2000 ppm, обеспечивая вязкость 19.75 сП. Программа закачки описана ниже: Закачка полимерного раствора будет производиться в нагнетательные скважины№№ 2041 и 2049 со средними значениями объемов закачки (приемистости) 250 м 3 /сут в каждую. Концентрация полимера в обеих скважинах будет одинаковой- от минимальной 500 ppm с увеличением в течение первых 5 дней до 4000 ppm с целью отслеживания реакции пласта и скважин на закачку полимера. После достижения максимальной концентрации закачка должна быть продолжена при концентрации 4000 ppm в последующие 15 дней. Цель - создание высоковязкого экрана. После закачки высоковязкого экрана концентрация полимерного раствора должна быть снижена до концентрации 2000 ppm в течение 3 дней. В последующие 4 года планируется продолжать закачку полимера с концентрацией 2000 ppm. 70 3. ПРОВЕДЕНИЕ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ С УЧЕТОМ ЕСТЕСТВЕННОГО ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Для оценки эффективности в качестве базового варианта используются эмпирические модели разработки, построенные до проведения мероприятия (за период базы сравнения). Оценивается дополнительная добыча нефти, как разность между фактическим объемом добытой нефти и количеством нефти, которое могло бы быть добыто при базовом режиме разработки. Показатели разработки участка скв. 2041-2049 с прогнозом по характеристикам вытеснения приведены в виде графика на рисунках 21-22. Технологический эффект мероприятия приведен в таблице 19 и представлен на рисунке 23. Рисунок 21 – График разработки с прогнозом (характеристика вытеснения) участка скважин 2041-2049. Месторождение ХХХ, пласт Ю-1 71 Рисунок 22 – График доп. добычи нефти с учетом её естественного падения по участку скважин 2041-2049. Месторождение ХХХ, пласт Ю-1 Таблица 19 – Сопоставление фактической и проектной доп. добычи нефти по прямому счёту на основе отчетных данных Месяц.год Накопл. доп. доб. нефти факт, т Накопл доп. доб. нефти по проекту, т Доп доб нефти факт, т Доп доб нефти по проекту, т 10.14 372.6 341.0 372.6 341.0 11.14 905.9 682.0 533.3 404.5 12.14 1341.2 1086.5 435.3 452.4 01.15 2383.5 1538.9 1042.3 531.1 02.15 3259.4 2070.0 875.9 574.9 03.15 4281.6 2645.0 1022.2 657.6 04.15 5154.2 3302.6 872.6 721.1 05.15 6124.3 4023.7 970.0 707.2 06.15 7136.4 4730.9 1012.1 846.3 07.15 8560.4 5577.2 1424.0 879.8 08.15 6457.0 972.3 09.15 7429.3 1001.5 10.15 8430.9 1098.0 11.15 9528.8 1160.9 12.15 10689.8 1183.8 72 Рисунок 23 – График сопоставления фактической и проектной доп. добычи нефти по прямому счёту на основе отчетных данных Анализ результатов геолого-гидродинамического моделирования процесса полимерного заводнения по участкам нагнетательных скважин №№2041,2049 показывает, что применение технологии позволит дополнительно добыть за пятилетний период времени 11569,7 м 3 . Удельная эффективность на участках за первый год продолжения эффекта составит 201,8 м 3 нефти на скважину. Проведение рекомендуемых мероприятий по выделенным участкам скважин позволит увеличить коэффициента нефтеизвлечения в среднем на 0,02 д. ед. Анализируя период исследовательского этапа, продолжительностью около 7 месяцев, можно отметить полученную дополнительную добычу нефти по прямому счету – 4281.6 тонн (по отчетным данным), 6001.4 тонн (по замерным) и с учетом естественного падения нефти (по характеристикам вытеснения) – 5974 тонн. По состоянию на 01.08.2015 г. за 10 месяцев по замерным дополнительная добыча нефти составила 12170,1 т, по отчетности – 8560,3 т. 73 Показатели разработки реагирующих скважин опытного участка по замерным и отчетным данным значительно отличаются. В связи с тем, что замерные данные являются первоисточником, следует использовать их для оценки технологической эффективности полимерного заводнения. С учетом естественного падения добычи нефти за 10 месяцев по отчетным данным доп. добыча нефти составила 11245,8 т, снижение обводненности – 5,2 %. Падение добычи нефти по характеристикам вытеснения на участке скв. 2041-2049 составило не более 12 % за 1 год. Проведенный анализ работы по закачке полимерного раствора показывает, что данные работы успешны и целесообразны для дальнейшего проведения площадного полимерного заводнения. 74 Дата выдачи задания для раздела по линейному графику ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ» Студенту: Группа ФИО 2Б5П Игнатенко Маргарите Борисовне Школа ИШПР Отделение школы (НОЦ) ОНД Уровень образования Бакалавриат Направление/специальность Нефтегазовое дело 21.03.01 Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»: 1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих Определены стоимости ресурсов необходимые для расчета величины экономического эффекта 2. Нормы и нормативы расходования ресурсов Нормы затрат на проведение полимерного заводнения скважин определены по методическим указаниям 3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования Налог на прибыль 20 %; Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке: 1. Обоснование проведения мероприятия с точки зрения экономики Проведено обоснование проведения мероприятия с точки зрения экономической эффективности 2. Расчет экономической эффективности Выполнены расчеты экономической эффективности использования технологии полимерного заводнения 3. Расчет чистой прибыли предприятия от мероприятий Выполнен расчёт чистой прибыли от полимерного заводнения и доказана целесообразность данной технологии Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) : Задание выдал консультант: Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент Кащук Ирина Вадимовна к.т.н. Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 2Б5П Игнатенко Маргарита Борисовна 75 4. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ Нефтегазовая отрасль охватывает разведку, разработку нефтяных и газовых месторождений, добычу жидких углеводородов, переработку, производство и сбыт энергии. Но большинство месторождений России находятся на последней стадии разработки, из-за чего приходится находить новые решения для выработки запасов и извлечения их на поверхность. При этом результаты решений (принятия новых технологий) должны быть иметь экономическую выгоду. Поэтому необходимо раскрыть понятие и цели финансового менеджмента компании. Финансовый менеджмент – это финансовая наука, которая изучает методы эффективного использования собственного и заемного капитала компании, способы получения наибольшей прибыли при наименьшем риске, быстрого приращения капитала. Можно выделить следующие цели финансового менеджмента: максимизация прибыли; увеличение доходов собственного предприятия; рост курсовой стоимости акций; достижение устойчивой ликвидности активов и рост рентабельности собственного капитала. Основная цель финансового менеджмента - нахождение оптимального соотношения между краткосрочными и долгосрочными целями развития предприятия и принятие соответствующих решений. Основной конечной целью финансового менеджмента является повышение конкурентных позиций фирмы в соответствующей сфере деятельности через механизм формирования и эффективного использования прибыли для обеспечения максимизации рыночной стоимости фирмы (т. е. обеспечение максимального дохода собственникам фирмы). Обычно эта цель 76 ассоциируется с ростом прибыли и снижением расходов фирмы, однако эти ситуации не всегда адекватны. Расчёт финансового менеджмента основан на определении экономической эффективности от выявленной технологической эффективности. Технологическая эффективность – это количественный показатель эффективности, измеряемый в тоннах дополнительно добытой нефти за рассматриваемый период (например, технологическая эффективность на конец года), либо за период продолжительности эффекта. Технологическая эффективность измеряется в тоннах дополнительной добычи нефти. Ежемесячно на протяжении продолжительности эффекта, текущий месячный дебит нефти сравнивается с рассчитанным средним дебитом до внедрения технологии полимерного заводнения. Полученные приросты добычи по каждому месяцу продолжительности эффекта суммируются для расчета достигнутого технологического эффекта. Технологический эффект от применения полимерного заводнения – показатель технологической эффективности, равный массе дополнительной нефти и определяемый как разность между фактическим значением накопленной добычи нефти и значением накопленной базовой добычи нефти, рассчитанной при прогнозной базовой добыче жидкости, на дату оценки эффекта. Внедрение технологии полимерного заводнения в процесс добычи нефти по скважине, участку или месторождению сопровождается изменениями следующих технологических показателей в течение определенного периода: добычи нефти ( Qн, тыс. т), добычи жидкости ( Qж , тыс. т), обводненности добываемой продукции. Изменение добычи нефти (увеличение) при внедрении мероприятий возможно за счет: увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением; уменьшения остаточной нефтенасыщенности в промытой зоне; уменьшения отношения подвижностей нефти и вытесняющего агента в 77 пласте. В основном расчёт экономической эффективности производится по методам: для единичной скважины (реагирующей на проведенное мероприятие), и для всех скважин (реагирующих на проведенное мероприятие) за год, после проведения заводнения. 4.1. Данные для расчёта экономической эффективности Данные, необходимые для проведения расчёта экономической эффективности, представлены в таблице 19. Объём внедрения полимерного раствора, объём добычи нефти до проведения полимерного заводнения и объём добычи нефти после проведения взяты с производственных данных месторождения ХХХ. Общие затраты на проведение полимерного заводнения, условно-переменная часть расходов в себестоимости нефти и специальный норматив удельных приведенных затрат учитывают множество трат (на транспорт; услуги подрядных организаций; материалы, оборудование, горюче-смазочные материалы; подготовительно-заключительные работы по скважинам; на исследование скважин до и после воздействия на призабойную зону скважин; на монтаж и демонтаж оборудования для проведения обработки; на осуществление закачки реагента; электроэнергия и другие) указанные в методических указаниях, которые основаны на данных с нормативных документов месторождения ХХХ. Эти затраты осуществляются в течение одного года и в полном объеме учитываются в эксплуатационных расходах. Полимерное заводнение проводится с применением существующего нефтепромыслового и геофизического оборудования без дополнительных капитальных вложений. Остальные данные можно вычислить, основываясь на методических указаниях по полимерным заводнениям. Затраты на проведение полимерного заводнения одной скважины рассчитываются по формуле: З = З общ 𝑁 , тыс. руб./ скважино-операция (12) 78 где, З общ – общие затраты на проведение, тыс. руб.; N –объём внедрения, скважино-операций. З = 10052,72 21 = 478,7 тыс. руб./ скважино-операция Объём дополнительной добычи нефти после проведения полимерного заводнения на всех скважинах рассчитывается следующим образом: ∆𝑄 н = 𝑄 н2 − 𝑄 н1 , тыс.т (13) где, Q н1 – объём добычи нефти до внедрения технологии, тыс. т; Q н2 – объём добычи нефти после внедрения технологии, тыс. т. ∆𝑄 н = 3059,433 − 3055,8 = 3,633 тыс. т Объём дополнительной добычи нефти после проведения полимерного заводнения (на единичную скважину) можно рассчитать по формуле: ∆𝑄 н1об = ∆𝑄 н 𝑁 , тыс.т (14) где, ∆Q н – объём дополнительной добычи нефти после внедрения технологии (на всех скважинах), тыс. т; N – объём внедрения, скважино-операций. ∆𝑄 н1об = 3,633 21 = 0,173 тыс. т Таблица 20 – Параметры для расчёта экономической эффективности от проведения полимерного заводнения |