Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3339 зарегистрировано
0 сегодня
0 за неделю
0 за месяц
 
  22.11.2017 Главная arrow Библиотека arrow Экономика arrow Прогнозирование себестоимости добычи нефти при изменении параметров работы добывающих скважин
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru
Сейчас на сайте:
Гостей - 6

Прогнозирование себестоимости добычи нефти при изменении параметров работы добывающих скважин

Версия для печати Отправить на e-mail
Написал Леонов Илья Васильевич   
07.05.2007
Существуют различные модели себестоимо­сти добычи нефти.
В данной статье предложена линейная четырехфакторная модель [1],  позволяющая учитывать:
- основные факторы, влияющие на себестоимость добычи нефти, для проведения факторного анализа;
- основные технологические процессы для проведения функционально-стоимостного анализа;
- разделение затрат на переменные и интервально-постоянные по скважинам.
    Данная модель [1] позво­ляет оценивать прибыль или убытки по группе скважин или по отдель­ной скважине в зависимости от способа эксплуатации по фактическим значениям дебита и обводненности продукции, а также целесообразность остановки отдель­ных нерентабельных скважин.
На основе данной моде­ли можно также прогнозировать изменение себестоимости добычи нефти и прибыли при изменении обводненности продукции скважины, ее дебита нефти, цены на нефть и других факторов.
Для получения конкретной модели себестоимости добы­чи нефти по группе скважин и по отдель­ным скважинам предварительно группи­руют скважины по месторождениям или добывающему предприятию или другому объекту, например, по пластам или по объектам разработки. Скважины группи­руются также по способам эксплуатации: фонтанные, газлифтные, УЭЦН, УШГН.
Исходя из существующей сис­темы учета затрат и калькулирования себестоимости добычи нефти, определяют для каждой группы скважин экономические показатели добычи продукции. Эти показа­тели определяют по фактическим данным их эксплуатации за определенный период времени или по прогнозируемым данным.
Все затраты разбивают на затраты зависящие от:
1.      Добычи жидкости.
К ним относятся расходы:
- на энергию по извлечению жидкости
- по искусственному воздействию на пласт
- по сбору и транспорту нефти и газа
- по технологической подготовке нефти
2. Добычи нефти
3. Действующего фонда скважин.
Это расходы на поддержание фонда скважин в работающем состоянии.
4. Эксплуатационного фонда скважин.
Несмотря на то, что большая часть оставшихся затрат зависит от всех используемых в нефтедобыче основных фондов, можно считать, что они пропорциональны количеству эксплуатационных скважин (2/3 всех капвложений находят­ся в прямой зависимости от эксплуата­ционных скважин)
Калькулирование се­бестоимости добычи нефти должно про­изводиться по статьям с разбивкой каж­дой из них по элементам затрат (материа­лы, топливо, электроэнергия, заработная плата, амортизация, налоги и пр.);
Необходимо учитывать пере­менные и постоянные затраты по добы­вающим скважинам. Причем учет дол­жен быть как по отдельным груп­пам скважин, образованных по опреде­ленному признаку, например, по каждо­му способу извлечения добываемой продукции, а именно: фонтанные, газлифтные, насосные (УЭЦН, УШГН, УСН, УГН, УВН, УДН) скважины, так и по от­дельным скважинам.
Экономические показа­тели (затраты), полученные по группе скважин, распределяются по отдельным скважинам, то есть находят удельные со­ставляющие себестоимости добычи нефти от затратообразующих факторов.
Экономические показатели добычи продукции при существующих геологичес­ких, технических и технологических пара­метрах определяют по фактическим данным эксплуатации за предыдущий период времени.
Для определения прибыли или убытков по группе скважин или по от­дельной скважине по фактическим зна­чениям дебита и обводненности продукции необходимо дополнительно знать цену предприятия на одну тонну нефти, которая определяется как цена реализа­ции минус налоги.
Для уточненного определения целе­сообразности остановки скважины, в случае убытков в качестве границы берутся не переменные, а высвобождае­мые затраты (все затраты, которые ис­ключаются при остановке скважин), то есть добавить переменную часть затрат, зависящих от действующих скважин.
Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себесто­имость добычи нефти при изменении обводненности продукции скважины. Для понимания актуальности этой проблемы проанализируем составляющую себесто­имости добычи нефти, зависящую от об­водненности продукции Сж / (1 - bв). Из данного выражения видно, что при при­ближении обводненности к 1, то есть к 100% эта составляющая, а значит и об­щая себестоимость добычи нефти стре­мится к бесконечности.  
Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себесто­имость добычи нефти при изменении де­бита нефти скважины.
Экономическая необходимость отключения скважин определяется по границам предельных (пороговых) значений дебита нефти и обводненности. Однако, часто низкий дебит и высокая обводненность являются следствием неполного использования потенциала скважины. Иногда вода прорывается по наиболее проницаемому интервалу пласту, не охватывая воздействием низкопроницаемые интервалы. В этом случаа правильнее отключать выработанные обводненные интервалы, оставляя в работе нефтенасыщенные пласты (пропластки). Одиним из таких решений является изоляция пласта (ИП) пакерной секцией как под, так и над ЭЦН.
Для ответа на этот вопрос по конкретной скважине необходимо провести гидродинамические исследования и определить для неё потенциально возможный дебит за счет проведения конкретного ГТМ
Использование данной модели позволяет сни­зить себестоимость добычи нефти.
Для решения задачи повышения эффективности использования скважин за счет проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) при ограниченных ресурсах (количестве бригад, занимающихся ремонтом и исследованием скважин) можно использовать подход предложенный в работе [2]. Этот подход основан  на ранжировании всех проведенных ГТМ по выделенной группе скважин в порядке убывания их эффективности  и построении зависимости(ей) от накопленных дополнительных затрат на ГТМ следующих технико-экономических показателей:
 - накопленной дополнительной добычи нефти (тонн/тыс.руб);
 - накопленного дополнительного объема закачиваемой воды (м3/тыс.руб);
 - накопленного снижения эксплуатационных расходов  (руб/руб) или их отдельных элементов, таких как:
                                    - электроэнергии (квт*час/руб);
                                    - газлифтного газа  (тыс.н.м3/руб);
 - накопленного сокращения  капитальных вложений  (руб/руб).
    Оценку  эффективности геолого-технических мероприятий (дополнительной добычи нефти) на скважине производят по изменению фактической накопленной добычи  нефти от её базового уровня с учетом прогноза обводнения, определяемого  по модели пласта - характеристике вытеснения - (кусочная  пяти- или семи-параметрическая модель Леонова В.А.).   
       Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией работы скважины, а при внедрении технология ОРРНЭО  – повышением нефтеотдачи.
Сравнивая скважины между собой по значениям дополнительной накопленной добычи нефти (или/и снижениям себестоимости) от проведения различных мероприятий с учетом затрат последних, будут объективно определяться первоочередные скважины для ремонта и оптимальный комплекс геолого-технических мероприятий (КРС, ПРС, ремонт с помощью канатной техники, ограничение водопритока безподходным методом и пр.).
При этом также необходимо учитывать ограничения, обусловленные рациональной разработкой месторождения существующей системой сбора и подготовки добываемой продукции и организацией производства.
С другой стороны, на основе комплексной модели (SGTSoft) системы "скважины (SGTWell) - трубопроводы (SGTPipe) - технологические объекты (прежде всего наземные насосы SGTPump)" можно спрогнозировать как изменится себестоимость добычи нефти при реконструкции системы сбора нефти, газа и воды [3].   
Наиболее научно  обоснованный подход к процессу оптимизации нефтедобычи по себестоимости добычи нефти с учетом ограниченных ресурсов предложен в работе [4,5,6]
  1. Ермолов Б.А., Цыкин И.В., Леонова Л.В. О модели себестоимости добычи нефти. Наука и технология № 1, 1999
  2. Леонов В.А. Оптимизация работы газлифтного комплекса (на примере Правдинского и Самотлорского месторождений). Диссертация канд. тех. наук. – Тюмень. - 1987
  3. Леонов В.А. Методические аспекты технико-экономического обоснования реконструкции системы сбора нефти, газа и воды при эксплуатации скважин с помощью УЭЦН. // Определение оптимальных границ применения различных видов оборудования, с учетом экономических показателей (Заседание секции НТС Миннефтегазпрома). Тюмень. 1991 г.
  4. Гусев М.И., Леонов В.А. Бесконечномерномерные расширения многоэкспремальных задач распределения ресурсов. Труды международной конференции. Львов. 2000
  5. Леонов В.А. Метод оптимизации технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин при снижении цены на нефть. Информационный листок. № 61-99. - Тюменский ЦНТИ. -1999
  6. Гусев М.И., Леонов В.А. Об управлении технологическими режимами работы нефтедобывающего комплекса. Известия института математики и информатики Удмуртского государственного университета, 3, 2006 , с. 25-26..

Добавить в любимые (0) | Просмотров: 28200

  Ваш коментарий будет первым

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 16.10.2014 )
 
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2017
Go to top