Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на месторождениях высоковязкой нефти. Разработка алгоритма оценки эффективности применения МУН на мест. Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважинв таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми
 Скачать 1.77 Mb.
|
|
Глава 2 Научно-методические вопросы оценки экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи 2.1 Критический обзор существующих способов оценки экономической эффективности МУН Оценивать эффективность внедрения различных методов повышения нефтеотдачи необходимо для обоснования их дальнейшего применения в реальных промысловых условиях НГДУ. После теоретического и лабораторного изучения метода увеличения нефтеотдачи (МУН) приступают к этапу промысловых испытаний и исследований. Для этого на месторождении выбирают небольшой опытный участок с очаговыми скважинами. Желательно иметь расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами 50-150 м. В процессе проведения эксперимента в первую очередь должны решаться задачи научного характера: исследование значений отдельных параметров, определяющих эффективность метода; испытание техники, технологий и методов контроля за проведением эксперимента. Такой подход позволяет за короткий срок испытать технологию и по промысловым данным обосновать ее перспективность для дальнейшего применения. Анализ эффективности воздействия МУН осуществляется в двух основных направлениях. Первое направление включает непосредственную оценку технологического эффекта по показателям разработки (дополнительная добыча нефти от изменения темпа отбора жидкости и обводненности продукции скважин, от увеличения охвата пластов и текущей нефтеотдачи), второе заключается в косвенной оценке эффективности воздействия МУН за счет изменения гидродинамических показателей пласта (изменение гидропроводности, приемистости, продуктивности, профиля приемистости и т.д.). Обобщение результатов указанных показателей позволяют оценить эффективность воздействия МУН на стадии промысловых испытаний и рекомендовать его к дальнейшему промышленному применению. Оценка эффективности технологий по показателям разработки Распространенными методами оценки технологической эффективности применения МУН в настоящее время являются характеристики вытеснения и динамика показателей эксплуатации скважин. Эффективность характеризуется приростом нефтеотдачи, добычей и темпом отбора нефти и жидкости, удельным расходом агента, изменением приемистости нагнетательных скважин, изменением охвата пласта воздействием. При этом различают следующие виды технологического эффекта: увеличение нефтеотдачи пластов, интенсификация добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, уменьшение объема закачки воды при добыче одинакового количества накопленной нефти. Для качественной оценки эффективности применения метода может быть также использовано сравнение фактических показателей разработки опытного и контрольного участков в безразмерных величинах. Для оценки количественной величины дополнительной добычи нефти при доразработке месторождений с применением МУН широко используют способ линейной экстраполяции различных характеристик вытеснения по данным за предпрогнозный период применения химреагентов и сравнением фактических данных с экстраполированным показателем базового варианта. Количественная величина эффекта от МУН определяется как разность между фактическими показателями и показателями по базовому варианту на одинаковый отбор жидкости за указанный период. Дополнительную добычу нефти с помощью характеристик вытеснения рекомендуется в целом определять согласно РД 39-01/06-0001-89 ВНИИнефть "Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов" с применением различных зависимостей типа "накопленная добыча нефти, доля нефти - накопленная добыча жидкости, воды". При обычной системе разработки зависимости имеют прямолинейный характер. При получении дополнительной нефти происходит отклонение фактических значений и показателей по базовому варианту, уменьшение обводненности добываемой жидкости. Для повышения точности и достоверности определения технологической эффективности по данным зависимостям целесообразно вести расчеты по группе скважин, очагов воздействия. Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. В такой ситуации обычно анализируют применимость нескольких (иногда до 10) характеристик, которые нередко отличаются друг от друга в 2-3 раза и более. Поэтому усредняют результаты двух-трех, наиболее близких между собой и приемлемых для конкретных условий и стадии разработки. Однако, несмотря на большой объем вычислительных работ, точность результатов остается невысокой. Так, в действующих руководствах не учитывается разница в добыче жидкости по варианту разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи по сравнению с добычей жидкости при разработке по базовому варианту. Кроме того, значительное влияние на нарушение условий применения характеристик вытеснения оказывают изменения коэффициентов эксплуатации скважин до и после воздействия, систематические ошибки при интервальной оценке добычи нефти от увеличения охвата и др. Поэтому требуется дальнейшее совершенствование методик расчетов с целью повышения надежности результатов и снижения возможности субъективных оценок. 24 6. Оценка эффективности методов повышения нефтеотдачи Одной из важных задач, решаемых при разработке каждой залежи, явля- ется объективная оценка эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи по промысловым данным. Особенно это важно на стадии опытных работ, в процессе которых решается вопрос о целесообразности промышленно- го применения метода для разработки всей залежи. Эффективность методов должна определяться различными способами в зависимости от характера проявления эффекта. При этом должны использо- ваться только представительные данные, в полной мере характеризующие ис- пытываемую технологию. Эффективность методов повышения нефтеотдачи должны определять специалисты, хорошо знающие особенности геолого-физической характеристи- ки месторождения, а также понимающие механизм происходящих в пласте процессов. Методика оценки эффективности применяемых методов зависит от того, на какой стадии разработки залежи они применяются: в начальной стадии или на поздней стадии. Наиболее сложно определить технологический эффект, когда метод при- меняется с начала разработки месторождения. Это связано с тем, что отсут- ствуют данные, характеризующие эффективность базового метода, по сравнению с которым оценивается эффективность нового метода. В этом случае оценка технологического эффекта базируется на расчётных показателях разработки опытного участка, либо на фактических показателях разработки другого участка, так называемого контрольного, который одновре- менно с опытным участком разрабатывается по базовому варианту. Такой метод был, например, использован для оценки технологического эффекта от применения закачки в пласт теплоносителя на пермокарбоновой за- лежи Усинского месторождения на опытном участке ПТВ-1. Показатели разработки этого участка сравнивались с показателями разра- ботки соседнего эталонного или контрольного участка, который разрабатывал- ся на естественном (упруговодонапорном) режиме. На рисунке 6.1 приведено сопоставление динамики нефтеотдачи по двум сравниваемым участкам. Из рисунка видно, что за один и тот же период времени по опытному участку ПТВ-1, где закачивалась в пласт горячая вода с температурой 200-250°С.  Рисунок 1 – Сравнение нефтеотдачи пласта на участке ПТВ-1 и эталонном Недостатком метода сопоставления показателей опытного и контрольного участков является сложность выбора контрольного участка, который идентичен опытному и по геолого-физической характеристике, и по условиям разработки. Наиболее достоверным методом в этом случае является метод численного моделирования с использованием геолого-фильтрационной модели разрабаты- ваемого пласта, адаптированной к фактическим данным разработки опытного участка. После полной адаптации геолого-фильтрационной модели опытного участка к фактическим данным разработки эта модель используется для расчёта показате- лей разработки этого участка с применением базовой или любой другой конкурен- тоспособной технологии. В дальнейшем сравниваются зависимости нефтеотдачи или накопленной добычи нефти от времени. На адаптированной модели может быть также проведено многофакторное моделирование и рассчитаны показатели разработки опытного участка при различных технологических параметрах с целью выбора оптимальных параметров разработки залежи. Применение тепловых методов для разработки залежей высоковязких нефтей обычно приводит к значительному росту нефтеотдачи по сравнению с традиционными методами разработки. В этом случае при определении тех- нологического эффекта используется метод «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение прироста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Дополнительная добыча нефти за счёт применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. 26 В тех случаях, когда без применения метода разрабатывать залежи неце- лесообразно из-за очень низкой нефтеотдачи или экономической неэффектив- ности, всю добытую нефть следует считать добытой за счёт методов. Примером может служить Ярегское месторождение сверхвязкой нефти, где без применения теплового метода разработка залежи нецелесообразна из-за недопустимо низкой нефтеотдачи (не более 5-6% при разработке традицион- ными методами). Для оценки технологического эффекта на поздней стадии разработки за- лежи используется наиболее точный способ определения технологического эф- фекта по фактическим результатам внедрения метода повышения нефтеотдачи. Этот способ называется экстраполяционным, так как он основан на экстраполя- ции фактических данных, характеризующих применение базового варианта, на период применения метода повышения нефтеотдачи. Способ основан на отыскании эмпирической зависимости между показа- телями разработки залежи по базовому варианту в период до начала примене- ния метода с экстраполяцией этой зависимости на будущий период. При разработке залежи до применения метода повышения нефтеотдачи на режиме истощения используются кривые падения дебитов скважин во времени. При разработке на режиме вытеснения нефти водой используются харак- теристики вытеснения. Чаще всего при этом применяются зависимости накоп- ленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости или накопленной добычи воды. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной зависимости для возможности экстраполяции её на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения метода повышения нефтеотдачи. Этим объясняет- ся большое разнообразие видов характеристик вытеснения, предложенных раз- ными авторами. Существует около 70 характеристик вытеснения, отражающих всё многообразие геолого-физической характеристики залежей и состояния их разработки. Следует отметить, что подобранные характеристики вытеснения отража- ют реальный процесс выработки запасов при заводнении и могут использовать- ся для прогнозирования показателей разработки залежи при существующей системе разработки. Для оценки степени точности подобранного уравнения следует вычислять коэффициенты корреляции. Принято считать, что при зна- чении коэффициента корреляции больше 0,7 сходимость результатов высокая. 27 Следует иметь в виду, что изменение формы экстраполированной харак- теристики вытеснения может быть связано не только с применением метода нефтеотдачи, но и с изменением режима работы скважин, с вовлечением в раз- работку новых запасов нефти и др. Таким образом, при оценке технологического эффекта от применения ме- тода по изменению поведения характеристики вытеснения необходимо учиты- вать дополнительные факторы, которые могли бы повлиять на характеристику вытеснения. Определение дополнительной добычи нефти от применения метода осу- ществляется в следующем порядке: - обработка промысловых данных с использованием различных зави- симостей; - выбор представительного линейного участка, предшествующего приме- нению метода повышения нефтеотдачи, и обработка фактических данных, со- ответствующих линейному участку, по методу наименьших квадратов с целью определения коэффициентов уравнения; - для выбранных характеристик вытеснения рассчитываются коэффици- енты корреляции и среднеквадратичные отклонения; - выбирается зависимость с самым высоким коэффициентом корреляции; - подобранная базовая зависимость экстраполируется на прогнозный пе- риод для определения базовой добычи нефти за рассматриваемый период при- менения метода повышения нефтеотдачи; - по разности фактической и базовой добычи определяется дополнитель- ная добыча нефти. На рисунках 6.2 и 6.3 приведены примеры определения дополнительной добычи нефти по опытному участку пермокарбоновой залежи Усинского ме- сторождения ПТВ-3, где с 1991 г. применяется метод паротеплового воздей- ствия на пласт. До 1991 г. участок разрабатывался на естественном упруговодонапорном режиме. Из рисунка 6.2 видно, что с начала применения метода среднесуточные дебиты скважин в 1,5-2,0 раза превышали базовые дебиты, которые были бы, если участок ПТВ-3 продолжал разрабатываться на естественном режиме. На рисунке 6.3 приведена оценка дополнительной добычи нефти за счёт закачки пара за период 1991-2005 гг. Для этой цели была подобрана зависи- мость накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидко- сти, которая характеризуется высоким коэффициентом корреляции. Дополнительная добыча нефти за указанный период составила 3612,6 тыс. т.  Рисунок 2 – Динамика среднесуточного дебита скважин  Рисунок 3 – Оценка термической добычи нефти по ПТВ-3 Расчет экономической эффективности применения различных технологий по повышению эффективности нефтедобычи на месторождении основывается, прежде всего, на результатах оценки их технологической эффективности. Оценка технологической эффективности МУН, т. е. определение фактической эффективности МУН, проводится сравнением производственных показателей объектов воздействия, полученных в результате применения МУН (нового варианта), с расчетными показателями (базовым вариантом), которые были бы характерны для этого объекта без применения МУН (т. е. при работе объекта по старой технологии). Количественная оценка технологической эффективности МУН, т. е. объема дополнительной добычи нефти за счет их применения, производится на стадии внедрения путем сравнения с базовым вариантом разработки залежи (участка). Базовый вариант – это расчетный вариант разработки, который был бы реализован на данном объекте воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый метод. По большинству месторождений обычно базовый вариант предусматривает применение стационарного или нестационарного заводнения. Реже за базовый вариант принимается естественный природный режим (при невозможности применения методов заводнения по геолого-физическим критериям его применимости). Характеристика вытеснения – это эмпирическая зависимость типа: накопленная (текущая) добыча нефти – накопленный (текущий) отбор жидкости или воды. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. 42 Основываясь на полученных данных по оценке технологической эффективности, а решение о внедрении мероприятия, особенно если данная технология уже опробована, принимается геологическими службами нефтедобывающих предприятий без учёта экономических особенностей получения эффекта, можно рассчитать уже непосредственно сам экономический эффект от внедрения методов увеличения нефтеотдачи в действующих добывающих скважинах. Экономический эффект (Э), он же показатель чистой прибыли, обычно рассчитывается формуле 1: Э=(∆Q (Ц-Зпер)-Зм) (1-н), (1) где Э – экономический эффект от внедрения методов увеличения нефтеотдачи на данной скважине, руб./скв-обр.; ∆Q – прирост добычи нефти, т/ скв-обр.; Ц – цена реализации нефти, руб./т; Зпер – условно-переменные затраты на добычу 1 тонны нефти, руб./т; Зм – затраты на проведение мероприятия по увеличению нефтеотдачи на данной скважине, руб./скв-обр.; н – налог на прибыль, д.ед. Основной недостаток расчётов по данной формуле состоит в том, что экономический эффект от внедрения методов увеличения нефтеотдачи на какой-либо скважине осуществляется, как правило, достаточно продолжительное время (более года). Продолжительность действия технологического эффекта зависит от вида мероприятия и качества его выполнения и по некоторым мероприятиям может составлять несколько лет. Помимо непосредственно самой экономической эффективности от внедрения какого-либо метода, существует система показателей экономической эффективности вложений в какой-либо метод повышения нефтеотдачи пласта. 43 Определение интегральных показателей эффективности ведется по следующим алгоритмам. Определяем выручку от реализации: Вi = Ц Qнi+Цг+Qгi), (2) где В i – выручка от реализации в i-году, млн руб.; Ц – средневзвешенная цена нефти (включая НДС), тыс. руб./т; Qн I – добыча нефти в году i, тыс. т; Цг – отпускная цена газа, тыс. руб./1000м3; Qг I – добыча нефтяного газа в году i, млн м3. Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению (Пi) – это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину производственных расходов с включением в них амортизационных отчислений (ПРi) и налогов, относящихся на производственные затраты (Нi), коммерческих (КРi) и внереализационных расходов (ВРi), налогов от выручки и реализации, а также на имущество. В общем виде расчет можно производить по формуле 3: П=∑ П𝑖 = ∑ В𝑖−(ПР𝑖+КР𝑖+ВР𝑖+𝐻𝑖) (1+Ен)𝑖−𝑖𝑝 𝐼 𝑖=1 𝐼 𝑖=1 , (3) где Нпр i – налог на прибыль (20% от балансовой прибыли), млн руб. Нпр i =П i · 0,2, при условии П I > 0. Прибыль чистая, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.: Пч i = П i – Нпр I (4) Вычисление интегральных показателей эффективности (ЧДД, ВНР, Пок) осуществляется на базе расчетных цен, чтобы исключить влияние инфляционного изменения цен на результирующие экономические показатели. 44 При этом коэффициент дисконтирования определяется из следующих соображений: если «а» – коэффициент дисконтирования, выраженный в текущей денежной единице, «А» – то же, выраженное в постоянной денежной единице, «г» – годовой коэффициент инфляции, доли ед., тогда значение коэффициента дисконтирования, которое должно быть применено при определении интегральных показателей, получается из соотношения: (1+«а») = (1+«А») (1+«г») (5) Для поздней стадии разработки подсчет реальной экономической эффективности имеет свою специфику, отражающую особенности этого этапа разработки. Месторождение разбурено, обустроено, вся инфраструктура создана, коллективы нефтедобытчиков сформированы, высокая обводненность продукции части скважин отключена или может быть отключена из разработки по причине нерентабельности эксплуатации. Здесь реальные затраты на дополнительную добычу нефти по существу составляют энергетические затраты на добычу, перекачку, первичную подготовку нефти, подготовку и закачку воды в пласт для рентабельно работающих скважин и условно переменные затраты, связанные с объемами добычи, для нерентабельных скважин. Для всех скважин, конечно, добавляются затраты на осуществление операций по научному сопровождению МУН. В этих условиях для оценки экономической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи можно использовать остающуюся в распоряжении предприятия прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за счет МУН, рентабельность и срок окупаемости затрат на осуществление МУН, предложенные в работе. 45 Для оценки экономической эффективности единичных (не массовых, охватывающих существенную часть участка) МУН и ГТМ можно применить следующую формулу. Чистая прибыль определяется по формуле 6: Пчi=(Вi-∆Зэ-Змун-Зком-Нфр) (1-hпр), (6) где Вi – выручка от реализации в i-году, млн руб.; Нц – налоги, отчисляемые в бюджет от цены реализации нефти (НДС и НДПИ), млн руб.; ΔЗэ – дополнительные эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, млн руб.; Змун – затраты на осуществление МУН, млн руб.; Зком – коммерческие расходы на реализацию нефти, млн руб.; Нфр – налоги, включаемые в себестоимость добычи нефти, и налоги, выплачиваемые из прибыли, млн руб.; hпр – ставка налога на прибыль, доли единицы. Рентабельность продукции определяется по формуле 7: Р = прибыль до налогообложения/полная себестоимость (7) Рентабельность продукции показывает сколько предприятие (организация) получает прибыли с каждого рубля, затраченного на производство и реализацию продукции. Этот показатель рассчитывают по предприятию и по отдельным подразделениям или видам продукции. Рентабельность продаж определяется по формуле 8: Р=прибыль до налогообложения/выручка (8) 46 Рентабельность продаж показывает, какую сумму прибыли получает предприятие с каждого рубля проданной продукции. Рентабельность производства определяется по формуле 9: Р=прибыль до налогообложения/ср. год. ст-ть ОС (9) Рентабельность производства показывает, сколько предприятие (организация) получает прибыли с каждого рубля, затраченного на производство и реализацию продукции. Сравнение технологий по экономической эффективности можно также осуществлять по прибыли на 1 тонну дополнительной нефти: Пуд = Пчi/∆Qн (10) Затраты на осуществление методов увеличения нефтеотдачи пластов (З) складываются из затрат на осуществление мероприятия на скважине (Змер), научно-методическое сопровождение работ по ПНП (Знмс): Здоп = Змер+Знмс (11) Работы по повышению нефтеотдачи пластов непосредственно на скважинах относятся к мероприятиям по капитальному ремонту скважин. Фактические затраты на осуществление МУН на скважине должны приниматься согласно сметам. Научно-методическое сопровождение работ по ПНП осуществляется на основании договоров с авторами технологий или внедренческими организациями, в которых оплата предусматривается из расчета стоимости сопровождения работ на одной скважине. Мероприятия по МУН осуществляются на действующих (рентабельных) скважинах (или на участках применения МУН, где добывающие скважины 47 находятся в эксплуатации) и на простаивающих скважинах по причине нерентабельности их эксплуатации из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции. Мероприятия по МУН на них осуществляются для перевода их из нерентабельного фонда в рентабельный. При осуществлении мероприятий по МУН на рентабельном фонде скважин имеют место дополнительные затраты на электроэнергию на извлечение дополнительной нефти, ее сбор, транспорт и подготовку, на реагенты при подготовке дополнительной нефти и ее реализацию. Так как учет затрат на добычу нефти ведется не по отдельным скважинам, а в целом по НК (НГДУ), эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти из каждой скважины или участка применения МУН рассчитываются по формуле 12: ∆Зэ=∆Qн*(∑Зi)/Qн , (12) где ΔQн – дополнительная добыча нефти за счет МУН по скважине или по участку в отчетном периоде (месяце, квартале, году), тонн; Qн – добыча нефти в целом по НК (НГДУ) в отчетном периоде, тыс. тонн; Σ Зi – затраты на оплату электроэнергии (без затрат на содержание сетей) на извлечение, сбор, транспорт и подготовку нефти и закачку воды, реагенты на подготовку нефти и коммерческие расходы на реализацию нефти в целом по НГДУ, млн руб. При осуществлении МУН на бездействующей (нерентабельной) скважине с последующим вводом ее в эксплуатацию дополнительные эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти рассчитываются по следующей формуле: ∆Зэ=(∑ti) (∑Ai)/N+∆Qн (∑Зi)/Qн , (13) 48 где Σti – суммарное время эксплуатации в отчетном периоде скважин, которые были введены в работу после осуществления на них мероприятий по МУН, дни; ΣАi – затраты на обслуживание скважин в целом по НГДУ в отчетном периоде: основная и дополнительная заработная плата, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, транспортные затраты в составе цеховых расходов, руб.; Т – сутки эксплуатации добывающих скважин в целом по НГДУ в отчетном периоде. Предложенным способом можно определять технико-экономические показатели (ТЭП) МУН за любой отрезок времени. Если МУН применяются на достаточно большом участке залежи, их экономическую эффективность можно определить путем сравнения технико-экономических показателей добычи нефти на участке без МУН и с учетом МУН. Расчет добычи нефти на участке проводится по двум вариантам – без МУН (базовый) и с МУН. Несмотря на значительный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи в нефтегазовой отрасли, вопросы оценки экономической эффективности остаются актуальными. Причинами сложностей, возникающих при оценке эффективности МУН, являются: во-первых, тот факт, что рассмотренные критерии эффективности не являются достаточными; во- вторых, различный срок действия технологического эффекта каждого МУН. Таким образом, принятие оптимального варианта для реализации должно основываться на значениях всех интегральных показателей и учетом указанных причин |