Нефтегазовые новости

Нефтегазовые новости / Технологии / Индивидуальный подход к каждой скважине с ОРЗ

Индивидуальный подход к каждой скважине с ОРЗ

Новость от 14.08.2014, добавлена в 15:12 в категории: Технологии 3593 просмотра 0 комментариев

Применение технологии ОРЗ – процедура дорогостоящая, поэтому все вопросы, связанные с ней, требуют детального рассмотрения, чтобы минимизировать риск получить отрицательный результат при внедрении и эксплуатации скважины. С этой целью было решено проводить мониторинг ОРЗ, главная задача которого технологии, применение современных производственных и управленческих технологий. Все проблемные вопросы обсуждались на еженедельных совещаниях при главном инженере НГДУ.

За последние годы методы оценки экономической эффективности от мероприятий по интенсификации добычи нефти, воздействий на призабойную зону пласта скважин и т.д. прошли своеобразную эволюцию. Для более точного и максимально приближенного расчета к факту, специалистами НГДУ "Альметьевнефть" была разработана специальная методика. Для определения технологической и экономической эффективности мониторинга за базу сравнения принят расчет экономической эффективности одновременно-раздельной закачки, сделанный по стандарту ОАО "Татнефть", также можно взять за базу сравнения расчет, сделанный в программе "Татнефть-Нефтедобыча".

Особенностью предлагаемого подхода является то, что расчет ведется по месяцам (в отличие от стандартного подхода, где это делается по кварталам либо по годам); затраты на ТРС при внедрении по факту больше плана. Также в расчет входит 15% от стоимости ТРС неудачных скважин. Через каждые пять лет планируется проводить ТРС - эти затраты не учитываются при обычном планировании. При этом на 5-дюймовой колонне могут возникнуть проблемы, которые решаются только при КРС, а это тоже дополнительные затраты, которые не учитываются при обычном планировании. Затраты на обвязку, монтаж при внедрении наземного оборудования также не учитываются при планировании. По факту выявляется, что ГФИ на ОРЗ дороже, чем на обычных скважинах.

Также не учитывается фактор, что ГФИ проводится ежегодно. Не учитываются при обычном планировании также затраты на обработку призабойной зоны, на определение приемистости, герметичности пакера. В скважины закачиваются три типа агента: сточный, пресный, пластовый. Одновременно-раздельная закачка внедряется на два типа воды: сточную и пресную. Себестоимость закачки каждого типа воды разная. В связи с этим существуют затраты, которые относятся на конкретный тип агента. Например, затраты на подачу ингибиторов с товарных парков (только на сточную воду), или затраты на приобретение воды в УПТЖ для ППД (только на пресную) и т. д. Соответственно, условно-переменные и условно-постоянные затраты будут разными. В связи с этим совместно с ведущими специалистами была разработана "Методика расчета себестоимости закачки 1 м3 технологической жидкости в системе ППД". На основании утвержденной методики был составлен расчет, где использованы данные за 2007 год. Расчет производился не только, исходя из фонда скважин или пропорционально объему закачанной жидкости, а на основании выполненных работ. Каждый пункт сметы рассматривался в отдельности. Таким образом, себестоимость 1м3 закачки составила 72 рубля (сточная вода), 91 рубль (пресная) и 80 рублей (пластовая). Данный расчет показывает как отличаются условно-переменные затраты на каждый вид агента. Удельно-переменные затраты составили по сточной воде 22, 03 руб., по пресной - 33, 31 руб., по пластовой - 27, 43 руб.

Посмотрим, как изменяется индекс доходности и чистый дисконтированный доход при изменении условно-переменных затрат на нужный тип агента. Как выяснилось, результаты расчета изменились в сторону увеличения, кроме ЧДД - он снизился на 886 тысяч рублей. И это только по одной скважине. Это говорит о том, что при составлении инвестиционных проектов с учетом условно-переменных затрат на каждый тип агента, получаем более реальные значения и можем принимать более точные управленческие решения. Снижая себестоимость закачки 1 м3 конкретного агента, мы можем увеличить прирост балансовой прибыли. Цена на нефть, по инвестиционным условиям, постоянная и в течение года не меняется. В расчете используются цены по факту, которые обновляются ежемесячно. Амортизация обычно в инвестиционных проектах начисляется с первого месяца, но по фактическим данным, амортизационные отчисления исчисляются со следующего месяца после приобретения необходимых основных средств. Налог на имущество начисляется по факту со второго месяца и учитывается, что он уплачивается 1 раз в квартал. Обычно в расчетах эти факторы не учитываются.

Таким образом, данный мониторинг позволяет принимать своевременные технологические решения, основанные на экономической составляющей. Добыча нефти за 2007 год выросла на 1,9 тыс. т., соответственно, возрастает выручка. Эксплуатационные затраты больше планируемых на 7,7 млн. руб., из-за увеличения фактических затрат, которые не предусматривались ранее. Из-за увеличения дополнительной добычи ЧДД увеличивается на 2,8 млн. руб. и составил 322 млн. руб. Эти факторы говорят о том, что нужно пересмотреть методику планирования, для более точного и детального анализа экономической эффективности.

Благодаря качественному мониторингу, проведенному в НГДУ, возрастает дополнительная добыча, ЧДД и при этом все эксплуатационные затраты учитываются, что позволяет вовремя принимать управленческие решения, которые повышают рентабельность данного проекта.

Источник: Альметьевнефть