2. Стадия геологоразведочного бурения
Для дальнейшего исследования перспектив нефтеносности или уточнения границ перспективных участков необходимо переходить к поисковому или разведочному бурению. В ходе 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 до 3-х 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.
В ходе 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 в ходе разработки. Такая схема реализована в масштабном проекте компаний NEXEN и OPTI в 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 направ-
306
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ляется на выработку пара на парогенераторы для реализации парогравитационного воздействия на месторождение.
Интегрированная модель в перспективе должна быть постояннодействующей 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 по тому 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 трубопроводам и 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)
307
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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.
308
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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, котроллер 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.
309
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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, с тем, 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 парогравитационных двухустьевых скважин. В мире есть только три таких пары, и все они пробурены на Ашальчинском месторождении (рис.2).
310
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
В этой схеме мы, в отличие от известной технологии SAGD, можем закачивать пар и 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 online может быть выведен дистанционный доступ, и практически любой сотрудник может посмотреть состояние распределения температур (рис.26.2).
Рис. 26.2 Пример информационного обеспечения процесса парогравитационного 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
311
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
добывающей скважин и распределение температуры по стволу добывающей
скважины.
312
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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 с точки зрения интересов инвестора – коммерческого предприятия, так и с точки 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:
T |
(П |
t |
+ A )− K |
t |
|
NPV = ∑ |
|
t |
|
, |
|
|
t−t |
|
|
t=1 |
(1+ E ) |
р |
|
|
|
|
|
’ |
|
|
|
313
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где NPV (net present value) – дисконтированный поток денежной наличности;
Пt – прибыль от реализации в t-м году;
Аt – амортизационные отчисления в t-м году;
Кt – инвестиции в разработку месторождения в t-м году;
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
t, tр – 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 |
Bt |
− Рt |
|
|
П = ∑ |
|
, |
(1 + |
t − t |
|
t =1 |
E’ ) |
р |
|
где П – прибыль от реализации продукции;
Т – расчетный период оценки деятельности предприятия;
Вt – выручка от реализации продукции в t-м году;
Рt – производственные расходы в t-м году;
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
t, tр – соответственно текущий и расчетный год.
Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:
Вt = Цнt ×Qнt ,
где Цнt – цена реализации нефти в t-м году;
Qнt – добыча нефти в t-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:
|
T |
|
|
|
|
∑ (Пt + At |
)/(1+ Eн )t−tр |
PI = |
t=1 |
|
|
. |
|
Т |
|
|
|
∑ Кt /(1+ Ен )t−tр |
t =1
314
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
4.Индекс доходности затрат (коэффициент «выгоды/затраты») представляет собой отношение дисконтированных притоков (выручки) к дисконтированным 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:
Пок (П + A )− К |
t |
|
∑t=1 |
t t |
= 0, |
(1+ Ен )t−tр |
|
|
|
|
’ |
|
|
где Пок – 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:
T |
(П |
t |
+ A )− К |
t |
|
∑t=1 |
|
t |
= 0. |
(1+ IRR)t−tр |
|
|
|
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.
315
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
