НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРОГРЕСС В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Главные направления технического прогресса в нефтегазодобыче свя­заны с совершенствованием систем разработки нефтяных и газовых месторождений и с увеличением нефте- и газоотдачи пластов.

Основные направления совершенствования методов разработки месторождений — это внедрение искусственных методов поддержания пластового давления, законтурное заводнение, внутриконтурное, законтурное в сочетании с внутриконтурным, площадное, очаговое, из­бирательное и барьерное. Опыт разработки месторождений показал высокую эффективность методов заводнения. Так, при законтурном заводнении Туймазинского месторождения суммарная добыча нефти за весь срок разработки почти вдвое увеличивается по сравнению с эксплуатацией месторождения на режиме растворенного газа. Для крупных месторождений особенно эффективно сочетание законтур­ного и внутриконтурного заводнения. Например, Ромашкинское мес­торождение только при законтурном заводнении разрабатывали бы несколько сотен лет. Использование же еще и внутриконтурного заводнения с разрезанием месторождения на 20 самостоятельных участ­ков сокращает срок его разработки в несколько раз.

Важное значение для повышения нефтеотдачи пластов имеют термохимические методы интенсификации добычи. В СССР с примене­нием методов интенсификации добывают более 80 % всей получае­мой в стране нефти. Сущность методов интенсификации заключает­ся в увеличении количества нефти, поступающей из пласта путем проведения мероприятий по повышению проницаемости призабойной зоны.

К числу перспективных методов воздействия на призабойную зо­ну относятся термогазохимические воздействия; обработки: пенокислотная, термокислотная, солянокислотная; циклическая закачка па­ра или горячей воды; гидроразрыв пласта и др. Кислоты и их смеси с различными веществами очищают призабойную зону от ила, а так­же поры пласта от твердых или разбухших частиц породы, отложений тяжелых смолистых остатков нефти или солей из пластовой воды и т.д. Для большего эффекта солянокислотную обработку совмещают с гидроразрывом. Применяют и другие методы интенсификации до­бычи нефти: виброобработку, разрыв пласта под давлением порохо­вых газов, торпедирование, ядерные взрывы, метод внутрипластово­го движущегося очага горения и др. Все более широкое применение в процессах интенсификации добычи нефти находят различные поли­меры, растворители, поверхностно-активные вещества (ПАВ), мик­роэмульсии. Полимеры в пласт закачивают с целью уменьшения неод­нородности коллекторов по проницаемости, что способствует вырав­ниванию фронта обводнения. Этот метод повышает нефтеотдачу на 15 % и более по сравнению с обычным заводнением. Весьма эффек­тивна закачка в пласт растворителей (сжиженных и углеводородных газов и др.).

Для месторождений Западной Сибири имеет большое значение ме­тод компрессорного газлифта. При истощении месторождения при­меняют насосную добычу нефти штанговыми (ШГН) и электроцент­робежными насосами (ЭЦН). Сейчас на промыслах применяют десят­ки модификаций ЭЦН с подачей от 40 до 700 м³/сут. Использование таких насосов позволяет обеспечить формированный отбор жидкости из скважин, при этом увеличивается межремонтный период работы скважин в 2—3 раза по сравнению с периодом работы скважин, обо­рудованных ШГН.

Используют также объемные скважинные насосы с электроприводом, с гидроприводом, диафрагменные скважинные насосные уста­новки. Для снижения гидравлических сопротивлений насосно-компрессорных труб, уменьшения их коррозии и отложений солей и парафинов все большее распространение получают НКТ с внутренней поверхностью, покрытой стеклом, эмалью, пластмассовой или эпоксидными смолами.

Одно из направлений технического прогресса на промыслах — это комплексная автоматизация нефтепромысловых объектов, охватывающая устьевую арматуру, систему сбора, сепарационные установки и групповые замерные установки (ЗУГ). Установки типа «Спутник» автоматически замеряют дебиты всех подключенных к ним скважин, а типа «Спутник Б» позволяют не только замерить, но и проводить раздельный сбор обводненной и необводненной нефти, определять степень ее обводненности, измерять количество газа и т.д.

Установки комплексной подготовки нефти (УКПН) осуществляют весь комплекс технических процессов, обеспечивающих обезвоживание и обессоливание нефти.

Внедрение средств автоматизации учета нефти повышает оперативность в управлении, при этом значительно снижаются потери нефти, уменьшается пожароопасность. На пунктах учета товарной нефти автоматы не только измеряют количество нефти, но определяют содержание в ней солей и воды. Расчеты показали, что дополнительные капитальные вложения по комплексной автоматизации добычи нефти и газа окупаются в достаточно короткий срок. Комплексная автоматизация промыслов служит базой для внедрения автоматизированной системы управления производством, в состав которой входят: кустовые информационно-вычислительные центры (КИВЦы). Они связаны с информационными пунктами НГДУ кабельными каналами связи и высокоскоростными средствами передачи информации. Вычислительные центры и службы обработки информации предприятий оснащают современной электронно-вычислительной техникой.

МЕТОДИКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Для определения экономической эффективности мероприятий научно-технического прогресса, а также инвестиционных проектов используется целый ряд методических документов. Наиболее распространенными из них являются:

1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) [3];

2. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности (РД 39-01/06-0001-89) [2].

В настоящее время основным методическим документом по определению экономической эффективности инвестиционных проектов по разработке нефтегазовых месторождений является первая разработка. Экономическую эффективность инвестиционных проектов предлагается оценивать с использованием следующих показателей:

- чистый дисконтированный поток (доход) денежной наличности (ЧДД);

- прибыль от реализации (П_t);

- внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНД)

- индекс доходности (ИД);

- период окупаемости вложенных средств.

Чистый дисконтированный поток денежной наличности представляет собой разницу между суммой дисконтированных денежных поступлений и суммой дисконтированных затрат и капитальных вложений:

ЧДД = ,

где Р_t – стоимостная оценка результатов от реализации продукции в t-м году;

З_t – полные издержки на осуществление проекта без инвестиционных затрат за год t;

К_t – инвестиционные вложения на осуществление мероприятия в t-ом году;

Т – срок службы мероприятия, лет;

t - момент времени (соответствующий год мероприятия) (0,1,2,…Т);

Е – ставка (норма дисконта).

Выручка от реализации продукции (Р_t) определяется по формуле:

Р_t ⁼ (Q_н^. Ц_н +Q_г^. Ц_г)_t,

где Ц_н, Ц_г – соответственно цена реализации нефти и газа в t-ом году;

Q_н , Q_г – соответственно добыча нефти и газа в t –ом году;

Полные издержки на осуществление проекта (З_t) включают: эксплуатационные затраты (без учета амортизационных отчислений, но с включением налогов и платежей, включаемых в себестоимость добычи нефти); налог на добавленную стоимость; акцизный сбор; налог на имущество; налог на прибыль; местные налоги не включаемые в себестоимость, транспортные и экспортные расходы.

Прибыль от реализации продукции (П_t) определяется по формуле:

,

где Э_t – эксплуатационные затраты с амортизацией в t-ом году;

Н_t – сумма налогов.

Внутренняя норма рентабельности (ВНД) представляет собой, то значение дисконта при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. инвестиционные вложения окупаются. В данном случае определяется значение норматива дисконтирования, когда величина суммарного потока денежной наличности за расчетный период равна нулю:

,

где Е_ВН – внутренняя норма рентабельности (доходности).

Внутренняя норма рентабельности показывает максимальную ставку за инвестиции, при которой они остаются безубыточными. Рассчитанная ВНД сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный инвестиционный проект оправданы и может рассматриваться вопрос о его принятии. В противном случае инвестиции в данный проект нецелесообразны. Расчет Е_ВН производится методом подбора (проб и ошибок). Проводить его удобнее в табличной, с переносом на график, формах.

Индекс доходности (ИД) характеризует величину отдачи вложенных средств и определяется по формуле

ИД =

Величина индекса доходности тесно связана с величиной дисконтированного дохода и показывает величину дохода на один рубль инвестиционных вложений. Инвестиционные вложения считаются эффективными, если ИД > 1.

Срок окупаемости (Т_о) – это продолжительность периода, в течении которого сумма дисконтированных доходов становиться равной сумме дисконтированных инвестиционных расходов. Другими словами – это число лет по истечение которых начальные отрицательные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Если такой момент времени определить нельзя, то проект считается неэффективным. Срок окупаемости может быть определен из следующего равенства:

,

где Т_о – период возврата вложенных средств, годы.

Срок определяется путем последовательных расчетов по годам.