Мероприятия по коррегированию системы управления нефтегазодобывающего предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

 

По бурению и подготовительным работам при бурении в 2008 году освоены ОАО “СпецУБР” 36 % от общих объемов выполняемых для  ОАО “Самотлорнефтегаз”, ЗАО “Нижневартовскбурнефть” 27 %, и ЗАО “Нефтьстройинвест” 30 %.

По строительству крупнейшими подрядчиками в 2008 году являлись: ИПХ «Промтехсервис» - 16 %, ООО «Промстроймонтаж» - 30 %. В 2009 году наибольший удельный вес составят объемы «Консорциум Нефтьэнергомонтаж» – 32 %, ООО «Промстроймонтаж» – 30 % и ИПХ «Промтехсервис» – 16 % от общих объемов строительства.

Проведенный анализ показал, что инвестиционные программы ОАО  «СНГ» представлены только капитальными вложениями, которые в 2008 и 2009 годах направлялись в производственную сферу, где приоритетными являются следующие направления:

• эксплуатационное бурение
• закупка оборудования не требующего монтажа
• строительство нефтепроводов.

Всего 1 % капитальных  вложений предполагается направить в социальную сферу в 2010 году. Такая ситуация складывается из-за дефицита средств на предприятии и оно должно в первую очередь финансировать давно нуждающиеся в обновлении основные фонды. 25,2 млн.руб. направленные в 2005 году на социальную программу расходуются в основном на строительство и реконструкцию столовых, здравпунктов на месторождениях, опорных пунктов бригад и приобретения оборудования и техники для них.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Повышение общей экономической эффективности функционирования ОАО «СНГ» за счет Реализации новых технических решений

 

3.1 Необходимость защиты фонда скважин ЭЦН от солевых отложений

 

В прошлом  году исполнилось 40 лет с момента начала разработки Самотлора. И основную часть  этого времени разработка месторождения сопровождалась рядом осложняющих факторов. В частности, это коррозия, солеотложение, парафиноотложение и другие. В свое время солеотложения явились результатом закачки пресных вод. Позже проблема ушла на второй план.

Но в последние  годы, в связи с началом интенсификации разработки Самотлорского месторождения проблема солеотложения стала наиболее существенной из всех имеющихся осложняющих факторов.

Для решения  обострившейся проблемы пришлось опять  изучать всю ситуацию по скважинам, по пластам, по водам, по организации работ, и принимать соответствующие меры.  Сама организация работ играет решающую роль, насколько правильно организован процесс, настолько и будет эффективна наша работа, настолько будут эффективны наши затраты на борьбу с осложнениями.

Впоследние годы «Самотлорнефтегаз» уделяет большое внимание организации работ по борьбе с осложнениями, и для целей снижения отрицательного влияния осложняющих факторов разработал свою концепцию развития работ с осложняющими эксплуатацию НПО факторами

Эта концепция охватывает пятилетку — с 2008-го по 2013-й годы.

В концепции  отражены все основные аспекты химических и нехимических методов предупреждения коррозии, солеотложения, парафиноотложения  на всем технологическом оборудовании. Потому что, в принципе, все осложняющие факторы присутствуют от забоя нефтяной скважины до забоя нагнетательной скважины. Вся технологическая цепочка в той или иной степени подвержена влиянию этих осложняющих факторов.

Это, касается, конечно, и солеотложений, потому что  солеотложения обнаруживаются как на забое нефтяной скважины, так и в нагнетательных скважинах. Вся цепочка: нефтяная скважина, нефтесбор, площадки подготовки нефти, КНС и водоводы — все имеют солеотложения. Концепция развития работ с осложняющими эксплуатацию НПО факторами охватывает как технологию и, в частности ингибиторы, так и экономическую часть.

Солевой фонд скважин  – фонд скважин, на оборудовании которого были обнаружены солеотложения

Причины образования  солевого фонда: природные факторы; техногенные факторы (давление, температура).

 Динамика солевого фонда  ЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз» 2004 – 2009 г.г. представлена на рисунке 3.1.

 

 

Рисунок 3.1 – Динамика солевого фонда ЭЦН

Последствия солевых  отложений:

• Снижение наработки на отказ НПО;
• Затраты на ремонт скважины, убытки от списания НПО;
• Затраты по удалению отложений в НПО;
• Потери добычи нефти из-за  внутрисменных простоев скважин, из-за увеличения давления на устье скважины, связанного с уменьшением пропускной способности коллекторов скважин, нефтесбора.
• Не учитываемые (но существующие) затраты на

- электроэнергию в системе ППД из-за повышения давления в водоводах;

- замену коллекторов скважин, ГЗУ, участков трубопроводов, фасанины  в цехах ППН, ППД;

- дополнительные ремонты оборудования в цехах ППН, ППД из-за сокращения срока между регламентными ремонтами;

- капремонт насосов в цехах ППН, ППД;

- очистку внутренней поверхности аппаратов, резервуаров в ППН;

- ремонт фонтанных арматур.

 

3.2 Подходы к защите скважин от солеотложения

 

1) Технологические - изменение технологии эксплуатации месторождения, условий работы отдельных элементов и узлов нефтепромыслового оборудования. Основным недостатком является снижение добычи.

2)Физические - применение ультразвука, магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости.(технически сложное решение)

3)Химические - применение химических реагентов-ингибиторов солеотложений.

Текущий подход к химической защите фонда ЭЦН  от солевых отложений: подход по факту  наличия:

На основе мониторинга (анализ ЧРФ, лабораторные исследования, выявление солевых скважин) конкретные скважины ЭЦН попадают под защиту по факту обнаружения солевых отложений.

№	Метод	Описание
1	Х.А. Стиффа и  Л.Е. Дэвиса	Ist<6.4; Is>0 – выпадение СаCО3
2	по теории Дебая  и Гюккеля	S=(ПРСаCО3)/(LСаCО3); S>1 – выпадение СаCО3
3	С использованием данных С.С. Заводнова	mpHCO3- > mHCO3- – выпадение СаCО3
4	Г.П. Волобуева  и Л.Е. Сокирко	Растворимость Са(HCО3)2 от минерализации раствора
5	Ю.А. Намиота	mpCO2> mCO2 – выпадение СаCО3. H2О < 20%.
6	Н.С. Маринин  и др.	mpCO2> mCO2 – выпадение СаCО3. – расчет по методу материального баланса.
7	Ф.Н. Маричева, В.К. Кима и А.А. Глазкова	tр = tбезв + ∆t – время начала выпадения СаCО3
8	Дж. Е. Оддо и  М.В. Томсона	SI>0 - выпадение СаCО3
9	СТО 39-61-048-86	95 < mCl – < 265 – выпадение СаCО3

Недостатками  текущего подхода являются: отсутствие возможности предсказания солевого фонда оборудования, негативные последствия, большой ввод новых солевых скважин.

Существующие  подходы к прогнозированию образования  солеотложений представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Подходы к прогнозированию образования солеотложений

 

 

 

 

3.3 Изменение подхода к химической защите фонда ЭЦН от солевых отложений

Предлагаемый  подход:

1.Выявление +

2.Организация защиты всех потенциальных скважин ЭЦН 
(при обводненности 20-90%), не дожидаясь их ввода в солевой фонд,  методом периодического дозирования.

Достоинства предлагаемого  подхода:

-Простота и доступность.

        -Использование существующих технологий защиты.

-Экономия!!!

Экономическое обоснование изменения метода защиты скважин ЭЦН от солевых отложений представлено в таблице 3.2

Таблица 3.2 -  Экономическое обоснование изменения метода защиты скважин ЭЦН от солевых отложений

№	Наименова1ние затрат	Един.измер.	Существующий подход	Предлагаемый подход
Затраты на защиту фактического солевого фонда
1	Затраты на ПРС	тыс.руб.	55 658	11 319
	Кол-во ПРС	опер.	193,0	39,3
	Продолжительность операции ПРС	час	61,7
	Стоимость бригадо-часа ПРС	тыс.руб.	4,7
2	Затраты на ремонт ЭЦН	тыс.руб.	37 056	7 536
	Количество ЭЦН	шт.	193,0	39,3
	Стоимость ремонта ЭЦН	тыс.руб.	192
3	Затраты на списание оборудования	тыс.руб.	24 093	4 900
	Коэффициент списания	%	30
	Стоимость нового оборудования	тыс.руб.	416,1
	Всего затраты на защиту	тыс.руб.	11 6808	23 755
II	Затраты на защиту потенциального солевого фонда
	Затраты на ингибирования	тыс.руб.		48042
	Кол-во скважин (обводненностью 20-90%)	скв.		785
	Стоимость операции	тыс.руб.		5,1
	Периодичность обработки	дней		30
III	Экономия	тыс.руб.	45 011

 

 

Прибыль от изменения  подхода к защите скважин ЭЦН от солевых отложений представлена в таблице 3.3

Таблица 3.3 - Прибыль от изменения подхода к защите скважин ЭЦН от солевых отложений

Наименование  затрат	Един.измер.	Существующий  подход	Предлагаемый  подход
Потери нефти  от 1 простоя в год	т/сут.	18,0
Продолжительность 1 простоя скважины	сут.	7
Количество  скважин солевого фонда	скв.	193	39
Коэффициент эксплуатации	ед.	0,96
Потери нефти  в год	тыс.т.	23,3	4,7
Дополнительная  добыча нефти	тыс.т.	18,6
Дополнительный доход от нефти	тыс.руб.	31 128
НДПИ	$/m	84,3
С/с подъема  с АУР +ЕСН	$/m	51.0
Цена нефти Brent	$/m	200.7
Курс $	руб.	56.6
2 Экономия от изменения подхода	тыс.руб.	45 011
3 Прибыль	тыс.руб.	76 139
Налог на прибыль	%	18 273
Чистая прибыль	тыс.руб.	57 865

 

Экономического  обоснования изменения подхода к защите скважин ЭЦН от солеотложений актуальна, поскольку позволяет избежать потенциальных убытков от текущего подхода по факту обнаружения солевых отложений, а именно дорогостоящих ремонтных работ (на скважинах, на подземном и наземном оборудовании, в коммуникациях внутрипромыслового сбора и подготовки нефти), простоев скважин и значительных потерь в добыче продукции.

На основе сравнения  затрат текущего метода защиты и предлагаемого  определить экономическую целесообразность и эффективность изменения подхода к химической защите фонда ЭЦН от солевых отложений.