Комплекс организационно-технических решений для повышения экономического предела эксплуатации добывающих скважин на месторождениях высоковязких нефтей тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Комплекс организационно-технических решений для повышения экономического предела эксплуатации добывающих скважин на месторождениях высоковязких нефтей"

КОМПЛЕКС ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПРЕДЕЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Специальность 08.00.28 - Организация производства

(в горной промышленности)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 1998

Работа выполнена в Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель:

доктор экономических наук, профессор Л.А.Илъинский

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Э.И.Богуславский

Ведущее предприятие: АО «Печорнипинефть».

Защита диссертации состоится 6 июля 1998 г. в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д.063.15.13 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199026 Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, зал № 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 5 июня 1998 года.

кандидат технических наук Л.И.Краснер

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного Совета к.э.н., доцент

Л.И.ИСЕЕВА

Актуальность работы

Рациональное и эффективное освоение месторождений тяжелой нефти вляется одной и ! важнейщих проблем не только нефтяной промышленности, о и всего топливно-энергетического комплекса в целом. Разведанные [ировые запасы высоковязких (тяжелых) нефтей составляют около 700 млрд. онн. Из них наиболее крупными обладают (млрд. т): Канада ~ 300. Венесуэла 200. США - 25. Россия - 9. Мировые запасы тяжёлых нефтей превышают статочные запасы лёгких малосернистых нефтей в 7-8 раз.В России сновными запасами высоковязких нефтей располагают следующие районы млрд. т): Тюменская обл.- 3.1 (42%): Республика Татарстан- 1.4 (19%): еспу блика Коми- 1.0 (14%); Архангельская обл.-0,5 (7.5%).

Нефтеотдача пластов тяжёлой нефти при естественном режиме ксплуатации составляет 6-15%. Из известного многообразия методов овышсшгя нефтеотдачи пластов и производительности эксплуатируемых кважин наиболее эффективными, реализованными в промышленном [асштабе. являются методы, основанные на термическом воздействии на ефтеносныс пласты.

Достаточно широкое распространение получили технологии:

вытеснения нефти путём непрерывного нагнетания горячей воды или пара:

циклического нагнетания пара в пласт с последующими периодами выдержки и перевода скважины в режим добычи: внутрипластового горения. ' момента внедрения этих технологий дополнительно добыто нефти в США ~ 00 млн. т. в РФ ~ 4 млн. т. Объём внедрения термического воздействия на ласт в РФ составляет около 2.5% от возможного: эти методы реализуются на бъектах с запасами 1.1 млрд. т. При этом охват запасов термическими [етодами не превышает 180 млн. т.

(аиболее широко применяемый и эффективный циклический метод аротеплового воздействия (ПТВ) позволяет увеличить в кратное число раз ефтеотдачу атаста (до 50%) и дебит скважин после ПТВ (в 3-10 раз) при [ногократных повторах циклов ПТВ.

альтернативных методам ПТВ конкурентоспособных методов, основанных на рутих принципах в настоящее время не существует.

шализ литературных источников по вопросам применения термических [етодов повышения нефтеотдачи пластов позволяет сделать вывод о том. что

практический интерес для интенсификации добычи нефти могут представлят забойные электронагреватели мощностью 100 кВт и выше • электроппарогенератор (ЭПГ) мощностью 500 кВт и выше для производстЕ пара с сухостью 0.8-1. Такой парогенератор может успешно применяться и месторождениях с глубиной чале га нпя пластов свыше 1000 м. пр эксплуатации шельфовых месторождений и месторождений, расположенных районах вечной мерзлоты. Производительность предлагаемого ЭПГ состави 20-25 т пара в сутки.

Электронагреватели мощностью 100 кВт и выше могут найт применение при реализации "теплового удара" и при циклических тепловы воздействиях в призабойной зоне.

Важной причиной, сдерживающей широкое внедрение термически методов добычи тяжёлых нефтей. является отсутствие или недостаточност налоговых льгот в РФ при разработке месторождений высоковязких нефтс! Это. в свою очередь, приводит к необходимости останавливал нерентабельные скважины, что может приводить к расстраиванию систем! разработки и к дальнейшему снижению нефтеотдачи.

Большое внимание со стороны отечественных и зарубежных специалистов разработке организационно-технических мероприятий, направленных н повышение эффективности эксплуатации месторождений высоковязки: нефтей, обеспечивающих их конкурентоспособность, свидетельствует о* актуальности вопросов определения экономического предела эксплуатацш добычных скважин и разработки новой теплоэнергетической техники которым и посвящена настоящая работа.

Цель работы

Обоснование энергетических параметров и организационно-технически: мероприятий по внедрению скважинных электротермических устройств дл: повышения экономического предела эксплуатации добывающих скважин н; месторождениях тяжелых нефтей Российской Федерации.

Основная идея работы

Повышение предела рентабельной эксплуатации добывающих скважин н месторождениях высоковязких нефтей экономически целесообразно на основ

ргашпашш выбора и внедрения предлагаемого комплекса методов и средств иклического теплового воздействия на низкодебитные коллекторы.

кновпме задачи исследования:

анализ тенденций и основных проблем освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в Российской Федерации; системное исследование и классификация факторов, определяющих экономический предел эксплу атации добывающих скважин и возможности его повышения:

разработка методики определения экономического предела эксплуатации и выявления нерентабельных добывающих скважин:

анализ существующих инновационных решений воздействия на пласты-коллекторы нефтяных пластов с целью увеличения нефтеотдачи и притоков:

обоснование условий эффективного применения методов термического воздействия на пласты с использованием электротеплоэнергетических комплексов:

определение технических параметров электротермических комплексов:

определение рациональных объёмов внедрения электротермических коматексов.

1еюды нее. амований

нализ и обобщение результатов опубликованных работ в областях •зяйственной деятельности и . технико-экономических показателей :фтедобывающих компаний и фирм, систем разработки месторождений с .гсоковязкими нефтями. методов . повышения нефтеотдачи пластов. )фективности действующего законодательства РФ в сфере налогообложения, эстроение расчётных моделей и определение параметров ектротермических устройств классическими методами термодинамики по юрмированным на основе результатов практического применения тепловых особов воздействия на пласты требованиям.

>стоверность научных положений, выводов и рекомендаций

еспечивается применением современной методологии системного анализа, рректным использованием применяемых математических методов.

достаточным объёмом исходной аналитической и статистической информацш по объекту исследования.

Научная новизна результатов работы, полученных лично автором заключается: в разработке принципов и методики опрсдслсни) экономического предела эксплуатации добывающих скважин н; месторождений высоковязких нефтей РФ и его повышения на базе внедрение электротермической техники для теплового циклического воздействия н; призабойные зоны низкодебитных коллекторов.

Практическая значимость работы

1. Разработана методика выбора вариантов. определени; последовательности и объёмов внедрения проектов по использовании электротермического оборудования и его технических параметров дл) повышения нефтеотдачи пластов и экономического предел; эксплуатации добывающих скважин в условиях Усинскоп месторождения.

2. Разработаны рекомендации по определению предельных параметре I эксплуатации добывающих скважин при разработке месторождешп '"тяжëлoй', нефти, а также мероприятий стимулирующих широко! внедрение термических методов повышения нефтеотдачи I эксплуатацию месторождений с максимальным коэффициенте» нефтеотдачи.

3. ■ Сформулированы технические требования к погружном;

электронагревателю для циклического воздействия на продуктивнук зону и парогенератору для производства пара с высокими параметрами.

Реализация разработанной методики повышения рационального предел; эксплу атации добывающих скважин на месторождениях высоковязких нефте! на основе применения циклического теплового воздействия на пласты коллекторы позволит увеличить коэффициент извлечения нефти на 10-15% что только в пределах Республики Коми позволит получить экономически! эффект порядка 20-35 млрд.руб/год.

Апробация диссертационной работы. Основное содержание диссертации ее главные положения, выводы и рекомендации докладывались на научно технических Советах объединения "Коминефть" . Минтопэнерго РФ. а такж< на конференциях молодых ученых и специалистов СПГГИ (1996-1998 г г.] Кроме этого предложения по использованию термических методов был] рассмотрены на симпозиуме "Горное оборудование. переработк;

минерального сырья, новые технологии, экология" 4 Международного Форума 'Минерально-сырьевые ресурсы стран СНГ". 1996 г. (Санкт-Петербург); на сонференции по той же теме 5 Международного Форума "Минерально-гырьевые ресурсы стран СНГ". 1997 (Санкт-Петербург); на третьем (1995 г.) и штвертом (1998г.) Международных симпозиумах по бурению скважин в >сложненны.х условиях (Санкт-Петербург).

Публикации. По теме диссертации были опубликованы 4 статьи в юорниках докладов и научных трудов.

Объем п структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех лав. заключения и списка литературы. Она содержит 140 страниц (ашинописного текста. 26 рисунков и 8 таблиц. Список литературы включает 4 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Основные результаты работы отражены в следующих защищаемых положениях:

1. Экономический предел эксплуатации добывающих скважин ни месторождениях высоковямих нефтей определяется системой геолого-чкономических и технологических факторов, основными т которых являются дебит и глубина эксплуатационных скважин, режим налогообложения предприятий, система отработки месторождения. Остановка убыточных скважин увеличивает доход предприятия, не одновременно разрушает систему разработки и ведёт к снижении> нефтеотдачи.

В последнее десятилетие основной причиной, ограничивающей poci добычи нефти в России, является не физическое истощение недр, t значительное усложнение природных условий поисков, разведки и разработкг месторождений. Острота проблемы состоит не в дефиците запасов нефти, а £ том. что все более значительная доля их сосредотачивается в месторождениях залегающих на больших глубинах, в сложных горно-геологических условиях i высоковязких нефтей. Это ведет к резкому росту затрат на их освоение i снижает период эффективной эксплуатации добывающих скважин, что. i конечном итоге, приводит к разрушению системы отработки месторождений i снижает нефтеодгачу пластов. В этих условиях возникает проблема выявление и классификации факторов, определяющих величину экономического предел; эксплуатации как нефтяных месторождений, так и добывающих скважин н; этих месторождениях.

Формирование представлений о факторах экономической оцени ресурсов нефти началось одновременно с развитием методологии та ко i оценки. Уже в первых трудах, посвященных этим вопросам. Б.И. Пытлярский Е.И. Спекгор. Н.Ц. Трушков. С.А. Первушин. Н.В. Володомов и друга исследователи предлагали системы факторов, влияющих на экономически результаты освоения месторождения. В числе таких факторо! рассматривались народнохозяйственная значимость оцениваемого сырья гороно-геологические условия разведки и эксплуатации, технологически! свойства, обогатимость и т. д. В последующем исследовании развития системь факторов зависело от принимаемой тем или иным автором концепцш экономической оценки ресурсов - «затратной» или «рентной».

В целом существующие представления о факторах, определяющи: экономический предел эксплуатации нефтяных месторождений рассматривал!

грсимущественно отдельные группы природных тракторов и не включали :истсмы показателей их количественной оценки

Вместе с тем. многообразие и неоднозначный характер влияния факторов требуют системного исследования всей их совокупности. Оно юлжно основываться на количественной оценки влияния факторов и тредполагает их классификацию. От полноты классификаций, ее научной >боснованности во многом зависит выработка объективных Представлений о характере и степени влияния природных и других условий на экономические токазатели освоения углеводородных ресурсов. . В этой связи, в работе тредлагается более совершенная схема классификации, позволяющаяя. на гснове предлагаемой системы показателей производить оценки влияния [икторов (таблица 1). По мимо вышеперечисленных групп факторов :ущсствуют факторы, которые в последнее время оказывают все большее и юльшее влияние на экономическую эффективность разработки нефтяных лссторождений. К ним относятся экологические, экономические и шновационные группы факторы.

Влияние экологических факторов осуществляется через затраты на тскультивацию земель и выплаты за экологический ущерб, что в свою очередь юреносится на себестоимость добычи нафти и тем самым снижает •ффективность разработки нефтяных месторождений.

Группа экономических факторов включает в себя следующие юказатели : цены и тарифы на материалы, оборудования, энергию; цены на оварную нефть: ставки и условия налогообложения: ставки и условия швестирования.

Следует отметить, что кроме непосредственного воздействия на •ффективность добычи нефти экономические факторы сильно взаимосвязаны, фоисходит сильное взаимное влияние. Так. рост цены товарной нефти фоисходиг из-за роста стоимости материалов, оборудования, услуг, величения транспортных тарифов и тарифов на электроэнергию. На троительство одной скважины расходуется 2500-3000 т. различных штериалов (труб, цемента, химических реагентов). Для обеспечения добычи [еобходимо регулярно обновлять оборудование, приобретать расходные штериалы. оплачивать расходы на электроэнергию, вести постоянное »емонтное обслуживание скважин. В свою очередь повышение цены на нефть мечет за собой увеличение стоимости оборудования, электроэнергии и т.д.

Изменение в налоговой политике и в условиях инвестирования акже может оказать положительное или отрицательное воздействие на кономическую эффективность освоения месторождения нефти. При меньшении налогового бремени инвестору дается возможность грогнозирования развития при четко определенных правилах, текущего и

перспективного планирования работ и создания надежной схемы финансирования. Кроме того, часть прибыли, полученной при разработки данного месторождения, инвестор направит на освоение (или разведку ! новогс месторождения, тем самым сохраняя свой ресу рсный потенциал и обеспечивая поддержание или увеличение достигнутого уровня добычи нефти, использование подготовленной инфраструктуры и трудовых ресурсов Помимо этого обеспечивается максимальное извлечение запасов прт достигнутом у ровне технологии разработки месторождения и техники добычи.

Инновационная деятельность, направленная на использование результатов научных исследований и разработок с целью полу чения новогс или у совершенствованного продукта и/или услу г, способа его/их производстве и совершенствования с последующей эффективной реализацией не внутреннем или внешнем рынке, ставит свой целью вытеснение устаревало технологических укладов, повышение устаревших технологических укладов повышение конкурентоспособности продукции. Например в добыче нефтг эксплуатационные затраты могут быть уменьшены за счет примененш высокоэффективных скважинных насосов и оборудования, обеспечивающие длительную работу скважин без ремонта . что даст выигрыш и в сокращенш затрат на ремонтное обслуживание скважин. Применение обработкг призабойной зоны, гидроразрыва пласта повышают нефтеотдачу пластов.

Исследование влияния вышеперечисленных групп факторов, не экономические показатели разработки месторождений производилась не основе корреляционно-регрессионных моделей (рисунки 1-3). Результать оценки их влияния на экономические показатели разработки месторождеши высоковязких нефтей свидетельствуют о том. что в современны? экономических условиях, рентабельная отработка запасов требу с: существенного увеличения инновационной активности добывающие предприятий при эффективном налоговом стимулировании такого род; деятельности

2. Повышение предела эксплуатации добывающих скважин возможш при широком внедрении термических методов добычи нефти. Припяти< организационно-управленческих решений о целесообразности и областям внедрения новых методов должно производится но предлагаемо/ методике на основе моделирования предельных значений чистог< дисконтированного денежного потока за весь период отработки запаса< месторождения.

. Важнейшей проблемой стоящей перед топливно-энергетическш комплексом страны и. в частности, нефтедобывающими предприятиям)

Рис.3. Схема реализации способа термогидродинамического воздействия на

продуктивный пласт

60 40 20 О -20 -40

Рис.1. Расчетные значения КРУ до и после внедрения термических методов: 1-1. Среднегодовой дебит скв. т/сут. нефти; 2-1. Реализация нефти, тыс.т; 3-2. Среднегодовой дебит скв. т/сут. нефти; 4-2. Реализация нефти, тыс.т; 5 - [.Среднегодовой дебит скв. т/сут. жидк.; б - ЫРУ для варианта 1 (Д=10 %) млн.$; 7-2. Среднегодовой дебит скв. т/сут. жидк.; 8 - ИРУ для варианта 2 (Д= 10 %) млн.$

к 5 Н

к

О. с

а. с

б о х л с: v

ю «г

10,0 8,0 6,0 4,0 2,0

£

■2,0

-",0

Т, лет.

Рис.2. Зависимость величины рентабельности эксплуатации нефтедобывающей скважины от срока эксплуатации при различных условиях налогообложения:

1 - полная отмена налогов; 2 - уплата НДС и налогов на зарплату; 3 - уплата НДС, налога на зарплату, акциза; 4 - уплата НДС, налога на зарплату, акциза, на ВМСБ; 5 - уплата НДС, налога на зарплату, акциза, на ВМСБ, роялти; 6 — уплата всех налогов

ляется быстрое сокращение наличного производственного потенциала, в 1СТН0СТИ эксплуатационного фонда скважин. В настоящее время более иовины производственных мощностей нефтегаюдобычи имеют срок [ужбы более нормативного. Старение фондов привело за последние пять лет ситуации когда они в большей части достиг возраста за которым неизбежно дет следовать их быстрое выбытие. Для предприятии отрасли данная юблема состоит в следующем: либо старение прои шодсгвснного потенциала эедприятня будет компенсировано на современном научно-техническом ювне для чего потребуется резкое увеличение инвестиционной и шовационнон активности, либо система нефтепромыслов уже в ближайшее ггидетис будет отброшена назад не только по фактическому объему юываемой продукции, но и по ее технологическим возможностям.

Рассматривая приоритетные проблемы инновационной деятельности при работке запасов высоковязких нефтей особое внимание следует уделить пработке и внедрению методов повышения нефтеотдачи пластов и ггенсификации притоков нефти. Развитию этих методов посвящено большое 1Сло работ. Наиболее перспективные исследования связаны с. :ализованнымн в промышленном масштабе, термическими методами (здействия на нефтеносные пласты.

Конкретные направления и области применения инновационных технико-хнологических решений связанных с данными методами представляют ¡бой объекты управленческих решений, которые можно представить в виде (мпонентной схемы (рисунок 4).С позиций системного управления процесс 13ВИТИЯ новой техники и технологий включает этапы нау много, технического внедренческого циклов. Одной из основных задач субъекта управлеши >ниентрация материальных и финансовых ресурсов на разработку и (едрение наиболее высокоэффективных организационно-технических :шений. Такая оптимизация требует разработки методики оценки влияния пличных научно-технических факторов на заданные показатели )фективности. В качестве такого экономического показателя в работе осматривается экономический предел эксплу атации добывающих скважин.

Проблеме обоснования экономического предела эксплуатации :фтяных скважин посвящено довольно много работ . но она до сих пор 1храняет свою актуальность. Реалии и специфика рыночной экономики .пывают необходимость использования для оценок предельных |рактеристик эксплуатационных скважин показателей, применяемых в временной теории инвестиционного проектирования и финансового шнирования

Основным и общепризнанным в мировой практике являете показатель ЛУГ (net profit value) или чистого дисконтированного доход определяемый с учетом дисконтирования денежных потоков. В общем ви: ХР1' записывается как приведенная к начальному моменту времени разност между притоком и денежных средств:

1

\'Р\' fill - Кг - it - lit) (1 ■ Hi'. (h

Л-и

где Ц! - стоимость добываемой в t-м году продукции (нефти, газ конденсата и попутных компонентов), исчисленная в принятом значении цс реализации на вну треннем и внешнем рынке:

Л"/ - капитальные вложения в t-м году:

it - теку щие затраты в t-м году: затраты на добычу и транспортиров! нефти (в случае, если резу льтат от реализации считаются доходы от продай сырой нефти) без амортизационных отчислений:

3l= Э + Ттр-Qrp где Э - эксплу атационные затраты на добычу без

амортизационных отчислений:Ттр - тариф i транспортировку :Qrp - объем транспортиру емс нефти.

lit - совоку пные налоговые платежи;

/.' - принятая норма дисконта:

Т - срок действия проекта освоения месторождения.

Если экономическая эффективность эксплуатации скважит рассматривается за некоторый короткий отрезок времени t (месяц, кварта год), фактор времени при расчете денежных потоков можно не учитывать, этом слу чае формула (1) примет вид:

CF Ht-'ii-Ht-Kt

Методика определения экономически обоснованных кондиционш параметров пласта и экономического окружения связана в перву ю очередь определением предельных удельных значений эксплуатационных расходов, этой связи их следует рассмотреть более подробно. Эксплуатационн: расходы на добычу (Э) рассчитываются по элементам сметы затрат зависимости от технологических показателей разработки за рассматриваем! период: добычи нефти Qh: жидкости Q>k: переводного коэффициента л нефти Кп: коэффициента компенсации Кк; способа эксплуатации (фонт;

:ос. газлифт): отработанного времен» добывающих скважин Мд; а также пьных затрат на: вспомогательные материалы Нвм: топливо Нт; :ктроэнергию на добычу нефти насосным способом Нэнд. закачку воды Нэ к зготовку и перекачку жидкости Нэпп. транспортировку не<|)ти и прочие :ргстичсские расходы Нэтпр: затраты на газлифтную эксплуатацию Нг: мботную плату Н ш: капитальный ремонт Нкр: прочие эксплу атационные :ходы Нпр. накладные расходы Ннак:

= (Нвм + Нт)-Ож + Нэнд-Ожн + Нзз-(Он-Кп -г- (Ож - Он)) -Кк + Нэпп-Ож + + тпр-Он + Нг-Ожг + (Нзпл Ч + Нкр + Нпр) -\'д + Ннак

: Ч - удельная численность иромышленно-производственного персонала, иходящаяся на одну добывающую скважину: <н - добыча жидкости насосом: кг - добыча жидкости газлифтом.

Как показывает практика, рентабельность добычи в наибольшей :пени определяется начальным дебитом скважины и запасами на скважину, качестве начального дебита на одну скважину для рассмотрения объекта инимают предполагаемый или фактический среднесуточный дебит за эвый год эксплу аташш с учетом .методов интенсификации притока [дроразрыв, кислотная обработка и др.). Его определяют по фактическим иным испытаний и опытной эксплуатации скважин при той депрессии на аст. при которой будет производиться эксплуатация скважин и разработка ьекта.

Минимально допустимым экономически обоснованным начальным эитом скважин рассматриваемого объекта следует считать такой иднесуточный дебит нефти, при котором для принятого коэффициента его иенения во времени и нормативного срока слу жбы скважин обеспечивается товие положительности ЫРУ Внедрение различных вариантов новационных решений позволяет повысить экономическую эффективность работки месторождений и. тем самым, повысить величину минимально пу стимого начального дебита скважин (рис. 1).

Минимально допу стимые извлекаемые запасы, приходящиеся на одну вую добывающую скважину в зависимости от ее минимально допу стимого чального дебита ^|1ШП) и годового коэффициента изменения добычи нефти ил). а также минимальную эффективную толщину пласта (11тш). определяют формулам:

£сЛ=7,™в365А\|-!—^-j (2);

■ 1 Л •• • ,

О),

<7.

где Кэ - коэффициент эксплу аташш скважины.

qi - средняя продуктивность 1 м эффективной .мощности пласта в первый год его работы. т/(скв. • сут. • м )

Изменение минимально допустимых извлекаемых запасов нефти одну нов\к> добывающую скважину и минимально допустимого начальнс дебита скважины при изменении ее глубины определяются величин различных направлений капитальных вложений и видов текущих затрат внедрение термических методов воздействия на пласты-коллекторы, на оснс у становленных зависимостей характера и скорости изменения таких затрат..

Необходимым направлением анализа экономического преде эксплуатации является учет действующего законодательства в сфс налогообложения.

II - НнОс - Иакц •ПпмсйПитг lino-Нжф И mi ■ Ним Нпр где Нндс - налог на добавленную стоимость: Накц - акциз:

Нвмсб - отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

Нппн - платежи за пользование недрами:Над - налог на пользовате: автодорог:

Нжф - отчисления на содержание жилищного фонда и объест социально-культурной сферы:

Нзп - налоги начисляемые на заработну ю плату (страховые плате; налог на нужды образовательных учреждений и др.):

Ним - налог на иму щество;

Нпр - налог на прибыль.

Влияние различных вариантов налоговых ставок представлено рисунке 2 Из анализа представленных зависимостей следует, что снижс! ставок налогообложения и применение льготной системы их расчета позво.т при прочих условиях увеличивать предел рентабельной эксплуатации сквая на месторождениях тяжелых нефтей.

Для повышения эффскшвноеш кармическою воздействия на зону мукиишою II.i:te i a iiariic6iaie.ii>in.i\ и добывающих скважнп .ííiiiioii .10 2000 чем |)ов кслссообралю применять скважинныс юраюры i en. юты на груишесущем кабеле с водяными электродными [ревагслямп. При лом ця рсаигшшн «теплового удара» и ¡мимического теплового воздействия mohuiocii» ишревателп должна ib не менее 100 kBi. a .ин реализации гидроразрыва в нрискважпннои ie n.iac ia - не менее 300 кВт. Скважнииый элекфоиарогенерагор 1ЦИОС1ЫО 500 kBi д. til комбинированного термоакусгнческого иействия nomo, пи ш.шо.мит. мароиик. шчеекпе и пмпульно-шрованные обработки при забойных íoii скважин п])и |)OHpoiUBO,uue.ibHOCin 20-3(1 т/суг и сухости пара 0,8-1,0.

Проблема парообработки продуктивных пластов на глу бинах свыше К) м в настоящее время полностью не решена и является актуальной, именение традиционной теплоэнергетической техники при нагнетании пара (ласт при этой технике малоэффективно из-за значительных потерь энергии и транспортирования теплоносителя по стволу скважины. Как показала зктика паротеплового воздействия (ПТВ) на пласты, сухость пара на выходе насосно-компрессорных труб (НКТ) при этом близка к ну лю, то есть в пласт сгупает не пар. а горячая вода. Паротермическая обработки в этом случае мет смысл. Применение теплоизолированных НКТ снижает потери тепла, не решает проблемы полностью.

хнология термообработки пластов глу бинных огневых парогазогенераторов шена у казанных недостатков, однако, она требу ет применения сложного и рогостоящего наземного насосно-компрессорного оборудования и в стоящее время находится на стадии опытно-промышленных испытаний.

практической точки зрения наиболее надежными и простыми в ;плуатации .могут стать скважине электрические генераторы теплоты статочной мощности.

здание таких генераторов при традиционных способах передачи жтрической энергии сдерживается ограниченной пропускной способностью тающего кабеля в скважине. Передаваемые мощности на глубины свыше (К) метров при этом не превышают 40-60 кВт.

работе рассмотрен электротермический комплекс со, скважинными гктротермогенераторами мощностью до 500 кВт. а в перспективе - свыше 0 кВт. Комплекс включает в себя: источник питания (трансформаторная дстанция). тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ). каротажный дъемник. грузонесущий кабель, скважинный генератор теплоты (СГТ).

Передача СГТ указанной мощности обеспечивается двойным преобразован! напряжения: напряжение на выходе ТПЧ с частотой 2.5-4.0 кГц повышается 6-15 кВт и по грузонесущсму коаксиальному кабелю подастся на понижакж трансформатор СГТ. в котором понижается до уровня 0.3-0.5 кВ и подводи' к нагревателю СГТ.

Указанное техническое решение реализовано и прошло лабораторное натурные испытания при бурении скважины термическим способом ледниковых отложениях Антарктиды (станция Восток) на глубине свыше 2( метров. Проведенные испытания подтвердили справедливость теорсгичесь положений, используемых при проектировании термобурового комплск позволили получить работоспособную конструкцию основн электротехнических элементов комплекса: тиристорного преобразовав частоты, грузонесущего коаксиального кабеля, скважинного понижают трансформатора. Одним из главных достоинств можно считать высок пропускную способность системы «ТПЧ - повышающий трансформатор коаксиальный грузонесущий кабель - понижающий тоансформатор» г незначительных потерях мощности и напряжения в питающем кабеле. Проведен анализ математической модели процесса по спосс термогидродинамического воздействия на зону продуктивного пла* нагнетательных и добывающих скважин (патент РФ № 2046184 от 30.10.85). По указанному способу скважинный генератор теплоты в сборе термостойкими пакерами и понижающим трансформатором опускается скважину на грузонесушем кабеле до горизонта требу ющего термообработ для декольматации. очистки прифильтровой зоны, снижения вязкости не(] или повышения проницаемости пласта (рис.3). По сигналу с поверхно« выбранный интервал ствола изолируется термостойкими пакерами (или одн пакером сверху), по кабелю подается электропитание к СГТ. За счет быстр< нагрева образуется насыщенный пар. резко повышается давление производится комбинированное термодинамическое воздействие на пл; вплоть до его разрыва. Операции воздействия на пласт могут цикли1 повторяться и проводить на одной скважине на различных интервалах. При анализе выполнялись численные решения системы уравкс! термогидродинамики хтя условий обработки однородного по проницаемо< пласта с различной протяженностью зоны кольматации по радиусу \ равномерном прогреве пласта на всю его толщу электронагревателем на в его толщу электронагревателем заданной мощности. Рассмотрено 8 вариант При этом принималось: Параметры уравнений

1. q = 0/тг-гс:1 - удельная мощность, где О - мощность нагревателя. кВт: гс - радиус скважины, м: 1 - длина нагревателя, м.

ЬС- = КУК,ИЦ1 - относительная проницаемость ;оны кольматаиии. : К0. К„1Ш - проницаемости естественной и юны кольматаиии. г,- = Riui/rc - относительный радиус зоны кольматаиии. : R„„ - радиус юны пониженной проницаемости, м: зависимые переменные г- = г/гс - относительный радиус:

т- = а-т/гс~ - безразмерное время, где а - температуропроводность оду ктивного пласта, [редслясмые величины

р. = р/ро - относительное давление, где Р0 - начальное пластовое давление, за.

О- = t/t - относительная температура пласта, где t. - естественная .i пера тура пласта:

с = Р n,J Рм, - относительное максимальное давление, где Р]() = Kipp„gH-зленис гидроразрыва.

строены графики зависимостей Р- = f(r-). н- = Г(г-). к = Г(т-). Проведенный 1лиз позволил определить минимальные значения мощностей для иизации «теплового удара» и гидроразрыва. Для скважины с внутренним зметром 15Н мм и длине нагревателя 3 метра эти величины соответственно зны 100 кВт и 300 кВт. Разработана методика анализа продолжительности мообработки участка скважины по указанному способу при заданных эаметрах нагревателя: мощность, длина, диаметры скважины и нагревателя ависимости от глубины обрабатываемого участка.

'.работай технический проект СГТ мощностью 100 кВт. В разработанном Т применен жидкостной электродный электрический нагреватель, шчаюгцийся простотой и высокой надежностью. Расчетами показано, что :ой нагреватель может у спешно применяться на глу бинах до 2000 метров f мощности 200-500 кВт. При этом время одного цикла обработки составит О минут.

¡работай электрический скважинный парогенератор (СПГ) мощностью 500 г. который включает в себя: понижающий трансформатор, термостойкий сер. испаритель вьгеокого давления с электродным нагревателем. СПГ .скастся в скважину на НКТ или на гру зонесущем кабеле и устанавливается обрабатываемом интервале скважины. Понижающий трансформатор сером отделяется от обрабатываемого участка. Скважина над пакером юдняется водой для создания противодавления и охлаждения ¡нсформатора. Испаритель снабжен выпускным паровым и впускным (яиым клапанами. При подаче электроэнергии и достижении давления пара ¡ления срабатывания выпускного клапана, последний открывается и пар

через вихреобразующую насадку, генерируя при этом акустическое по; выпускается в акустический отсск и далее через обратный клапан в скважин При снижении давления в испарителе до давления открытия водяного клагш последний открывается, вода поступает в испаритель, кипение прекращаете давление пара резко падает и выпускной клапан закрывается. После закрыт парового клапана давление в испарителе поднимается и при достижен] давления срабатывания водяного клапана последний закрывается и ци повторяется. Параметры цикла действия СПГ определяется настрой^ клапанов, давлением питательной воды, проходными сечениями клапанов .мощностью нагревателя.

СПГ предназначен для комбинированного термоаку спгческого воздействия пласт и может применяться для непрерывного нагнетания пара нагнетательных скважинах, для циклического ПТВ и импульсн дозированного ПТВ в добывающих скважинах

Заключение и выводы

1. Современная сырьевая база нефти России, несмотря на достаточ благополучные общие показатели, характеризуется рядом отрицательш тенденций: уменьшается обеспеченность разведанными запаса: районов с развитой инфраструктурой добычи: ухудшается структу разведанных запасов: увеличивается доля высоковязких нефтей. подгазов! залежей, глубокозалегающих горизонтов и т.д.:увеличивается до нерентабельных для отработки запасов.

2.Нефтеотдача пластов тяжёлой нефти при естественном режи эксплуатации составляет 6-15%. Из известного многообразия метол повышения нефтеотдачи пластов и производительности эксплуатируем! месторождений наиболее эффективными, реализованными в промышленн масштабе, являются методы, основанные на термическом воздействии нефтеносные пласты.

3. По содержательному признаку факторы эффективности освоен месторождений нефти можно разделить на две группы.В первую труп факторов входят региональные и локальные геологические * у слов концентрации ресурсов, геолого-промысловые условия их залегания геолого-эксплуатационные свойства локализованных ресурсов, во вторук горнотехнические . природно - географические, транспортные энергоматериальные условия работ. Помимо вышеперечисленных гру факторов существуют факторы, которые в последнее время оказывают I большее и большее влияние на экономическую эффективность разработ

фтяных мсстороиасний. К ним относятся : экологические факторы, эномичсскне факторы, инновационные факторы.

4. Обоснование экономического предела эксплуатации нефтяных зажин посвящено довольно много работ но она до сих пор сохраняет свою гуальность. Реалии и специфика рыночной экономики вызывают эбходимость использования для оценок предельных характеристик ;плуаташюнных скважин показателей, применяемых в современной теории вестиционного проектирования и финансового планирования.

5. Среди существующих способов искусственного повышения |)тсотдачи наиболее эффективны тепловые способы воздействия на пласт-тлектор. Однако су ществующая техника и технология тепловой обработки «скважинной зоны при производстве тепловой энергии на поверхности и бинах скважин более 1500 м не эффективны.

6. Перспективным направлением повышения коэффициента ¡лечения высоковязкой нефти, особенно в области многолетней мерзлоты и 1ьших глубинах скважин, является разработка и внедрение погружного на зонесушем кабеле скважинного электротермического оборудования.

7. Для обеспечения эффективной термической обработки скважинной области продуктивного пласта по разработанному в СПГГИ /) способу необходима мощность погружного нагревателя не менее 100 г. а мощность скважинного нагревателя для обеспечения гидроразрыва — менее 300 кВт.

8. Передача электроэнергии мощностью 100 кВт и более в скважинах глу бины свыше 1500 метров традиционным способом не возможна.

9. При передаче на большую глубину электроэнергии мощностью 500 г и выше для снижения потерь в грузонесу тем кабеле необходимо мшение напряжения на поверхности и снижение его в призабойной зоне.

двойное преобразование напряжения на повышенных частотах, что (сшно испытано в натурных условиях в скважинах глубиной более 2000 м.

J0. Разработанный скважинный электропарогенератор циклического [ствия мощностью 500 кВт и выше позволяет полу чать насыщенный пар с тзводительностью 0.8+1.2 т/час и сухостью 0.8ч-1.0 на глубинах свыше К) м.

П. Наибольший эффект от применения скважинных ктропарогенераторов может быть получен на месторождениях с :оковязкими нефтями. расположенных в области распоространения >голетней мерзлоты и на глубинах свыше 1000 .метров (например. шскосЬ

Основные положения и выводы диссертации опубликованы в работах:

1.. Комплекс для электротермического воздействия на пласты тяжелых неф: - В сб. докладов 3 Между народной конференции "Горное оборудован переработка минерального сырья, новые технологии, экология". СПб.. F СПГГИ(ТУ). 1998.С. 77-81. Соавтор Загривный Э.А..

2. Обоснование экономического предела эксплуатац добывающих скважин месторождениях с высоковязкой нефтью - В сб. докладов 4 Международш симпозиума по бурению в осложненных условиях . СПб.. РТП СПГГИ(Т 1998. с. 53-57.

3. Проблема восстановления гидравлической связи скважины с пластом и гг ее решения- В сб. докладов 4 Международного симпозиума по бурении осложненных условиях . СПб.. РТП СПГГИ(ТУ). 1998. с. 31-35.

4. Комплексная характеристика геодинамических явлений с учетом особен стей геологической структуры - "Народное хозяйство Республики Коми", > 1998, с.23-26. Соавтор Приходько Ю.Н.

РИЦСПГГИ. 04.06.98. 3.240. т. 100 экз.

199026 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2