Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
1. Средства информационной поддержки источники получения и передачи информации, базы данных 2. Средства анализа и выработки (принятия) технологического решения. Технические устройства исполнения решения. Информационная база процессов управления 1. Стадия геофизического изучения сейсмическими методами 2 D и 3D сейсмические исследования площадей и разрезов. Эти методы основаны на сопоставление скоростей прохождения и времени регистрации отраженных волн от пластов, слагающих разрез изучаемой территории или месторождения. В результате получаются, т.н. временные характеристики разрезав случае 3D исследований – временной куб, после интерпретации преобразуемый в геологический куб. На этой основе по перспективным структурам строятся геологические модели, учитывающие информацию по соседним структурам, а также по аналогичным месторождениям всхожих геологических условиях. 306 2. Стадия геологоразведочного бурения Для дальнейшего исследования перспектив нефтеносности или уточнения границ перспективных участков необходимо переходить к поисковому или разведочному бурению. Входе этого этапа кроме уточнения разреза отбираются керны из перспективных элементов разреза, а также пластовые флюиды. 3. Стадия определения запасов Исследования керна и пластовых флюидов для последующего подсчета запасов. Динамика изменения свойств коллектора и пластовых флюидов при различных режимах извлечения для оценки коэффициента извлечения нефти. Этапы проектирования Реально процесс разработки месторождения начинает планироваться после фиксации его промышленного открытия, которое происходит после оценки положительных результатов поискового бурения. Цели проектирования определяются стадией освоения открытого месторождения- Моделирование определение системы разбуривания и параметров для получения добывных характеристик месторождения и скважин. - Пробная эксплуатация – процесс продолжительностью дох лет. - ТЭО КИН - Подсчет запасов - ТСР Интегрированное проектирование Самым перспективным направлением в современных информационных технологиях разработки нефтяных месторождений является использование программных продуктов, обеспечивающих взаимодействие параметров гидродинамических моделей и моделей проектирования поверхностного обустройства. Входе разработки месторождения информационная база по технологическим параметрам разработки в режиме он-лайн дополняется информацией по добыче, сбору, подготовке и реализации нефти. В особых случаях возможно ведение информационной базы по переработке нефти и выработке технологического сырья для использования входе разработки. Такая схема реализована в масштабном проекте компаний NEXEN ив интегрированной схеме добычи и переработки на месторождении природного битума Long Lake в канадском штате Альберта [***]. В этом проекте добываемый битум полностью перерабатывается на собственном НПЗ, а вырабатываемый на установке газификации тяжелых остатков переработки битума газ направляется на выработку пара на парогенераторы для реализации парогравитаци- онного воздействия на месторождение. Интегрированная модель в перспективе должна быть постоянно- действующей и сопровождать со всеми изменениями и дополнениями процесс разработки месторождения на всем его протяжении вплоть до ликвидации скважин. Уровни управления разработкой Уровни управления разработкой могут подразделяться по организационной структуре управления нефтедобывающим производством, по объектам разработки или потому и другому уровню вместе. По организационной структуре управления нефтедобывающим производством чаще всего осуществляется диспетчеризация по эксплуатационным характеристикам скважинам по цепочке скважина – цех – НГДУ – компания – центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса Министерства энергетики РФ (ЦДУ ТЭК). Сдача нефти в систему магистральных нефтепроводов государственной компании ОАО «Транснефть» ведется по разработанным с нефтедобывающими компаниями графикам, предусматривающим поставку нефти на НПЗ России и на экспорт по трубопроводами через портовые терминалы. В этой цепочке решаются следующие проблемы управления (контроля - контроль за эксплуатационными характеристиками скважины, - контроль за потоками нефти в системе нефтесбора, - контроль за процессами подготовки и сдачи в магистральные нефтепроводы нефти, - реакция на условия сдачи (поставки) нефти по магистральным нефтепроводам. Принятие решения по уровням организационной структуры нефтяной компании чаще всего осуществляется по схеме ограничить добычу (остановить скважины, увеличить добычу или подать дополнительные объемы нефти из товарных парков, перераспределить потоки нефти по системе промысловых нефтепроводов. По объектам разработки управление ведется на основе проектных решений по разработке месторождений (группы месторождений. В настоящее время начато использование постоянно-действующих геологических моделей для выдачи управляющих решений для различных уровней по цепочке месторождение (группа месторождений) – элемент разработки – нагнетательные и добывающие скважины. Инструментарий управления разработкой intelligent well (интеллектуальная скважина) intelligent field (интеллектуальное месторождение) smart field (высокотехнологичное месторождение) 308 Схематически вся цепочка технологического процесса добычи, промыслового сбора, подготовки и сдачи нефти, а также подготовки и нагнетания воды для ППД представлена на рис. 26.1. 309 Рис. 26.1. Принципиальная схема процесса добычи, промыслового сбора, подготовки и сдачи нефти, а также подготовки и нагнетания воды для ППД Технические средства - первичные датчики технологических параметров (давление, расходы флюидов, температуры) в различных точках технологической цепочки, - устройства преобразования и передачи информации (модемы, проводные, оптико-волоконные коммуникации, - устройства принятия решения (постоянно-действующая модель, кот- роллер с заданными установками по давлениям, расходам флюидов, температурам- исполнительные устройства (регулируемые штуцеры, клапаны, задвижки, насосы с регулируемым приводом) В условиях ОАО «Татнефть» реализуется проект на основе использования контроллеров на скважинах, оборудованных ШГН для контроля за поддержанием заданных забойных давлений в добывающих скважинах на Березовской площади Ромашкинского месторождения. 310 Реализация процессов управления разработкой месторождения Управление заводнением можно разделить на 2 элемента управление нагнетанием и управление отбором. Для обеспечения реального процесса технологического управления разработкой месторождения требуется оснащение всего оборудования управляющими системами с частотно-регулируемыми приводами электродвигателей насосов. В ОАО "Татнефть" уже есть регулирование по нагнетанию для закачки. То есть, существует возможность управления нагнетанием воды, объемами и давлением на расстоянии. С добычей при применении ШГН ситуация более сложная, так как это более дорогая задача в связи с большей рассосредоточенностью добывающих скважин. Хотя управлять отбором также необходимо. В принципе, на базе детализированной модели и автоматизированных устройств управления, можно было бы регулировать закачку и отборы в оптимальном режиме, стем, чтобы достигать максимальной эффективности процесса на уровне пары скважин - микрообъекта. На аналогичных приведенной схеме принципах и базируются направления дальнейшего развития моделирования и управления разработкой, которые в масштабах месторождения необходимо решать в ближайшие 5-10 лет. Управление процессом термического воздействия Важнейшим этапом дальнейшего развития моделирования как элемента информационных технологий является переход к управлению процессом разработки в режиме реального времени. Возможность и специфику реализации этого процесса можно продемонстрировать на примере уникальных па- рогравитационных двухустьевых скважин. В мире есть только три таких пары, и все они пробурены на Ашальчинском месторождении (рис. 311 В этой схеме мы, в отличие от известной технологии SAGD, можем закачивать пари отбирать продукцию с двух сторон. При этом схема управления позволяет закачивать и отбирать 8 разными способами. Вдоль всего ствола проведен оптико-волоконный кабель, который позволяет в каждой точке в режиме реального времени знать температуру и давление. Для эффективной выработки пласта можно закачкой и отбором регулировать прогрев пласта. В любой точке сети "ТАТНЕФТЬ" в режиме on- line может быть выведен дистанционный доступ, и практически любой сотрудник может посмотреть состояние распределения температур (рис. Рис. 26.2 Пример информационного обеспечения процесса парогравитацион- ного воздействия на Ашальчинском месторождении Как это видно по рисунку, по каждой скважине и по каждому устью снимаются в режиме реального времени давление, расходы закачиваемого пара на устье скважины, а также температуры на устьях нагнетательной и 312 добывающей скважин и распределение температуры по стволу добывающей скважины. 313 Лекция №27 План 1. Экономическая оценка проектов разработки. Нормативные документы. 2. Показатели экономической оценки вариантов разработки. 3. Основные направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат при разработке нефтяных месторождений. 4. Налогообложение нефтедобывающих предприятий. 5. Закон о недрах. Экономическая оценка проектов разработки. Нормативные документы В условиях рыночной экономики любые проекты разработки месторождений должны рассматриваться как инвестиционные, причем как сточки зрения интересов инвестора – коммерческого предприятия, таки сточки зрения владельца недр – государства. В настоящее время основными нормативными документами по оценке инвестиционных проектов в области нефтяной промышленности являются методические рекомендации и регламенты [15-17]. Показатели экономической оценки вариантов разработки В качестве основных экономических показателей, характеризующих эффективность разработки нефтяных месторождений, приняты следующие показатели 1. Дисконтированный поток наличности – сумма прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений, направляемых на освоение месторождения. Дисконтированный поток наличности рассчитывается по формуле ( ) ( ) , 1 р t t ’ t П 314 где NPV (net present value) – дисконтированный поток денежной наличности П – прибыль от реализации в м году А – амортизационные отчисления в м году К – инвестиции в разработку месторождения в м году Е н – норматив дисконтирования, дед р – соответственно текущий и расчетный год. 2. Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину производственных (эксплуатационных) расходов Прибыль от реализации рассчитывается по формуле ( ) ∑ = − + − = Т ’ р 1 t t t t t E 1 Р B П , где П – прибыль от реализации продукции ; Т – расчетный период оценки деятельности предприятия В – выручка от реализации продукции в м году Р – производственные расходы в м году Е н – норматив дисконтирования, дед р – соответственно текущий и расчетный год. Выручка от реализации продукции (В) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи н нt В Ц Q = × , где Ц нt – цена реализации нефти в м году н – добыча нефти в м году. 3. Индекс доходности инвестиций (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарного приведенного потока наличности к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений Индекс доходности инвестиций рассчитывается по формуле) (Т t t t T t t t t t Ен К Eн A П PI 1 р р 315 4. Индекс доходности затрат (коэффициент «выгоды/затраты») представляет собой отношение дисконтированных притоков (выручки) к дискон- тированным оттокам (сумме капитальных и производственных затрат, налоговых отчислений. 5. Окупаемость капитальных вложений определяется количеством лет, по истечении которых начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются последующими ее положительными значениями Период окупаемости капитальных вложений рассчитывается по формуле ( ) ( ) , 0 1 1 р = + − + ∑ = − Пок t t t ’ t t t Ен К A П где П ок – период возврата вложенных средств, лет. 6. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR), определяемая вычислением такого переменного норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока денежной наличности за расчетный срок равна нулю ( ) ( ) 0 р t t t t t IRR К A П 7. Доход государства – совокупность налогов и платежей, отчисляемых в бюджетные фонды страны. При определении экономически обоснованного значения КИН рентабельным сроком эксплуатации объекта принят тот период времени, в течение которого значения накопленного чистого дисконтированного дохода (NPV) имеют вид положительно возрастающей функции до точки достижения ее максимума 316 Основные направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат В проектах разработки капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с Регламентом …» [16]. Основными направлениями капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений являются затраты на бурение и обустройство скважин, на внутрипромысловое обустройство месторождений, а также затраты природоохранного назначения. Ниже для примера приводятся основные направления и нормативы капитальных затрат по Ромашкинскому месторождению. Нормативы капитальных затрат разрабатываются проектной частью института «ТатНИПИнефть» для каждого месторождения и периодически уточняются. Зная нормативы затрат и технологические параметры проекта (тип скважин, количество метров проходки, количество добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения, можно рассчитать объем необходимых капитальных вложений по годами завесь проектируемый период в целом. Наг. приблизительные величины нормативов капитальных затрат по месторождениям Татарстана составляли следующие величины (табл. 27.1). Эксплуатационные затраты включают в себя расходы, связанные с производством и реализацией продукции (материальные расходы, расходы на оплату труда, сумму начисленной амортизации, прочие расходы, а также некоторые обязательные налоги и платежи, которые снижают налогооблагаемую базу для исчисления налога на прибыль. Учитываются также затраты на применение современных технологий интенсификации добычи нефти, затраты на новые технологии вскрытия пласта, расходы на ликвидацию скважина также по переводу скважин с одного горизонта на другой и из категории добывающих в нагнетательные. 317 Таблица 27.1 Приблизительные величины нормативов капитальных затрат для условий месторождений Урало-Поволжья (в ценах 2006 г) Название норматива капитальных затрат Значение Стоимость 1 м проходки наклонно направленных скважин, руб./м 5100 Стоимость 1 м проходки горизонтальных скважин, руб./м 6000 Оборудование, не входящее в сметы строек, для нефтедобычи, тыс. руб./скв. доб. 740 Сбор и транспорт нефти и газа, тыс. руб./скв. доб. 540 ППД, тыс. руб./скв. нагн. 1725 Электроснабжение и связь, тыс. руб./скв. доб. 200 КИП и АТ, тыс. руб./скв. доб. 180 Автодорожное строительство, тыс. руб./скв. доб. 108 Промышленное водоснабжение, тыс. руб./скв. доб. 215 Природоохранные мероприятия, % от нефтепром. стр-ва и обустройства 15 Для справки средняя стоимость бурения одной скважины на глубину 1800 м составляет около 10 млн. руб, затраты на нефтепромысловое строительство и обустройство – около 5 млн. руб. на одну вводимую добывающую скважину (также по состоянию наг. Эксплуатационные затраты условно можно разделить на 2 группы зависящие от объема добываемой нефти или жидкости (условно-переменные) и независящие от этих технологических показателей (условно-постоянные). К условно-переменным затратам относятся затраты, связанные сиз- влечением жидкости насосами (те. затраты на электроэнергию, затраты по искусственному воздействию на пласт, затраты по сбору и транспортировке нефти, а также затраты по технологической подготовке нефти. К условно-постоянным относятся затраты по обслуживанию скважин, общепроизводственные и цеховые расходы. При расчете эксплуатационных затрат в проектах разработки также используется нормативный метод. Ниже для примера приводятся основные направления и величины нормативов эксплуатационных затрат по месторождениям Урало-Поволжья наг. (табл. 27.2). 318 Таблица 27.2 Приблизительные величины нормативов эксплуатационных затрат Название норматива эксплуатационных затрат Значение Извлечение жидкости насосами, руб./т жидкости 7 Искусственное воздействие на пласт, руб./м 3 25 Сбор и транспортировка нефти, руб./т жидкости 6 Технологическая подготовка нефти, руб./т жидкости 12 Обслуживание скважин, тыс. руб./скв.-год 370 Общепроизводственные и цеховые расходы 120 Эксплуатационные затраты, рассчитанные на единицу продукции, называются производственной себестоимостью продукции. Налогообложение нефтедобывающих предприятий Экономическая оценка вариантов разработки выполняется в соответствии с действующей в РФ налоговой системой. Основным документом для расчета налогов является Налоговый Кодекс Российской Федерации. При расчете экономических показателей должны быть учтены следующие виды налогов и платежей (по состоянию наг- налог на добавленную стоимость исчисляется от цены реализации нефти и составляет 18 %; - налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2,2 % от среднегодовой стоимости основных фондов - налог на прибыль исчисляется от дохода, остающегося после компенсации затратна производство и реализацию продукции, и составляет 20 %.; - вывозная таможенная пошлина рассчитывается в зависимости от цены реализации нефти на внешнем рынке (с 1 июля 2008 г. – около 400 долл./т, а вовремя кризиса – с 1 февраля 2009 г. – около 100 долл./т). От фонда оплаты труда исчисляется единый социальный налог (ЕСН) в размере 26 %. 319 Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) был введен в действие Налоговым Кодексом Российской Федерации с 1 января 2002 года. [3(1)] Налогообложению подлежит каждая тонна добытой нефти, учтенная после технологической подготовки – обезвоживания, обессоливания и стабилизации. |