Бурение глубоких скважин и технико-экономические показатели буровой установки «Уралмаш 6500 Э»

ВВЕДЕНИЕ

Нефть является главным энергоресурсом — ее доля в топливо-энергетическом балансе мира составляет более 90 процентов. Производители инвестируют множество средств в развитие нефтяных месторождений. Это приводит к необходимости новых капиталовложений.

Для устойчивого функционирования нефтегазового комплекса необходимым условием является привлечение инвестиций для финансирования проектов освоения углеводородного сырья.

Разработка новых месторождений, эксплуатация и добыча нефти и газа на старых месторождениях, реконструкция, строительство и модернизация магистральных трубопроводов, переработка нефти и газа требуют принятия большого числа проектных решений относительно капитальных вложений.

Решения об инвестициях принадлежат к числу наиболее важных решений, которые принимает нефтяная компания.

К настоящему времени в ТЭК сформирована общая нормативно-экономическая база составления, анализа и реализации инвестиционных проектов, наработан практический опыт эффективного решения инвестиционных задач.

Основные направления научно-технического прогресса в области геологоразведочных работ, строительстве нефтяных и газовых скважин, добыче, магистральном транспорте, переработке и хранении нефти и газа.

Дальнейшее развитие нефтедобычи в условиях ухудшения качества запасов, роста числа вводимых месторождений с небольшими объемами и трудноизвлекаемыми запасами требует применения новых эффективных технологий добычи, методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации разработки залежей. В соответствие с «Энергетической стратегией России до 2020 года» прогнозный уровень добычи нефти предполагается в пределах 360−400 млн.т.

Нефтеперерабатывающими заводами России освоены практически все известные в мировой практике технологические процессы, однако в настоящее время среднеотраслевая глубина переработки нефти находится на уровне 65−70%. Главной причиной сложившегося положения является ориентация в развитии данной отрасли на первичные процессы переработки и максимизации производства мазута. Данная политика привела к тому, что вторичные процессы, углубляющие переработку нефти, занимают лишь около 10% по отношению к первичным процессам, что значительно ниже величины данного показателя в развитых странах Западной Европы и США.

На отечественных НПЗ очень высокая степень износа основных фондов, превышающая 80%, что обусловлено их неудовлетворительной возрастной структурой и дефицитом инвестиций, направляемых в эту сферу. В связи с этим основные направления развития нефтепереработки связаны с модернизацией и коренной реконструкцией действующих НПЗ, с опережающим наращиванием мощностей вторичных процессов, повышением качества нефтепродуктов, обеспечение сырьем нефтехимической промышленности.

Энергетической стратегией РФ предусматривается увеличение объемов переработки нефти к 2015;2020 годам до 220−225 млн. тонн в гол с параллельным ростом глубины переработки до 75−80% в 2010 г. и 85% к 2020 г.

Ситуация, сложившаяся в настоящее время в сырьевой базе газовой промышленности, значительно благоприятнее, чем в нефтяной промышленности. В России разведанные запасы природного газа, равные 47 трлн. м. куб., сосредоточены в 770 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн. м. куб. вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению. Большая часть запасов (92%) находится на суше и лишь 3,8 трлн. м3 на море. Особенность их географического размещения заключается в том, что 78% находится в пределах Западно-Сибирского региона, 10% в Европейской части РФ, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке 4%.

К мероприятиям НТП относятся создание, производство и использование новых, реконструкция или модернизация существующих средств, орудий и предметов труда и потребления, технологических процессов, способов и методов организации труда, производства и управления в разработке и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, строительстве скважин, при проведении геофизических исследований скважин, во внутрипромысловом транспорте нефти и газа, магистральном транспорте нефти, газопереработке.

НТП дает возможность не только вовлекать в хозяйственный оборот новые, ранее неоткрытые или нерентабельные месторождения, но и увеличивать извлекаемый потенциал разрабатываемых месторождений за счет переоценки величины их запасов (напомню, в западных классификациях ресурсов понятие «запасы» есть категория экономическая).

Переоценка запасов в результате внедрения достижений НТП является важным фактором расширения ресурсной базы отрасли наряду с открытиями новых месторождений (третьим важным компонентом расширения ресурсной базы на корпоративном уровне является покупка компаний, их слияния и поглощения). С выходом на поздние стадии «естественной динамики», роль переоценки запасов возрастает, а новых открытий — сокращается. Поэтому с выходом на поздние стадии «естественной динамики» той или иной нефтегазовой провинции возрастает склонность нефтяных компаний к инвестициям не только и не столько в разведку новых месторождений, сколько в повышение извлекаемого потенциала разрабатываемых месторождений. Последнее является в основном уделом специализированных, а не вертикально-интегрированных компаний.

Сегодня НТП в нефтегазовой отрасли характеризуется крайне высокой эффективностью в первую очередь вследствие того, что отрасль активно использует в своих интересах технологические достижения других, в том числе военных, отраслей в области конструкционных материалов, электронно-вычислительной и двигательной техники, телекоммуникаций и т. п., используя т.н. «эффект удобрения». Поэтому несмотря на низкий уровень затрат на НИОКР (по данным Journal of Petroleum Technologies) отношение затрат на НИОКР к продажам составляет в топливной промышленности — нефть, газ, уголь — всего 0.8% против, например, 4.0% в автомобильной промышленности, 4.1% - химической, 4.2% - аэрокосмической и военной, 5.5% - в электротехнической и электронной, 10.6% - в здравоохранении) отрасль смогла существенно сократить издержки разведки и добычи.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ В качестве сравниваемых вариантов рассматриваются технико-экономические показатели БУ «Уралмаш 4Э-76», которая при соответствующем доукомплектовании используется для бурения глубоких скважин, и технико-экономические показатели БУ «Уралмаш 6500 Э».

Буровая установка «Уралмаш 6500 Э» предназначена для бурения скважин глубиной до 6500 м в электрифицированных районах.

Буровая установка «Уралмаш 6500 Э» имеет ряд преимуществ по сравнению с другими аналогичными установками:

— включенный в комплект оборудования регулятор подачи долота РПДЭ-3 обеспечивает увеличение механической скорости проходки и проходки на долото;

— талевая система с увеличенным диаметром блоков позволяет сократить время на смену и перепуск канатов;

— индивидуальный привод ротора от электродвигателя постоянного тока обеспечивает возможность увеличения механической скорости проходки;

— увеличению механической скорости и проходки на долото способствует замена электродвигателей буровых насосов на более мощные;

— башенная вышка заменена на А-образную со встроенным механизмом подъема, что сокращает время монтажно-демонтажных операций;

— трехступенчатая циркуляционная система обеспечивает улучшение очистки бурового раствора, что приводит к росту механической скорости, проходки на долото и сокращению расхода химреагентов за счет уменьшения объема избыточного раствора.

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятия, является показатель экономического эффекта (ЭТ). Этот показатель на всех этапах оценки мероприятия определяется как превышение стоимостной оценки результатов (РТ) над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов (ЗТ) за весь срок осуществления мероприятия (Т):

. (1)

Годовой экономический эффект рассчитывается по формуле:

(2)

где и — сметная стоимость 1 м проходки соответственно в базовом варианте и по проекту, руб.

Годовой объем буровых работ рассчитывается по формуле :

(3)

где — количество скважин, пробуренных за год;

— глубина скважины, м.

Количество скважин, пробуренных в отчетном году рассчитывается по формуле (4):

(4)

где — календарное время бурения.

Коммерческая скорость рассчитывается по формуле :

(5)

где — глубина скважины, м;

— время бурения скважины, ст.мес.

Техническая скорость рассчитывается по формуле :

(6)

где — производительное время бурения, ст.мес.

Механическая скорость рассчитывается по формуле :

(7)

где — время механического бурения, ч.

Рейсовая скорость рассчитывается по формуле :

(8)

где — соответственно время СПО, и время наращивания, ч.

Время на промывку скважины в процессе бурения рассчитывается по формуле :

(9)

где — средняя глубина интервала, м;

— нормативное время на 1 цикл прохождения раствора на каждые 100 м, мин.;

— количество долот (или долблений), шт.;

— количество циклов промывки в интервале (устанавливает УБР).

Эксплуатационные расходы и объемные показатели рассчитываются только по изменяющимся затратам.

Прибыль чистая рассчитывается по формуле :

(10)

где — прибыль балансовая, руб.;

— соответственно налог на прибыль и на имущество предприятия, руб.

Налог на имущество начисляется на основные и оборотные средства по установленной ставке, в зависимости от региона.

Срок окупаемости затрат на проект (или капвложений) рассчитывается по формуле :

(11)

где — затраты по проекту, руб.;

— чистая прибыль, руб.

Срок окупаемости затрат на проект (капвложений) с учетом реинвестирования рассчитывается по формуле :

(12)

где — амортизация оборудования, руб.

Срок окупаемости затрат на проект сравнивается в бурении со сроком бурения скважин (лучше с нормативным сроком, то есть по нормативной карте на бурение).

3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Исходные данные для варианта № 6 приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Исходные данные для расчета, вариант № 6

4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА Порядок расчета показателей экономического эффекта приведен в таблице 2.

Таблица 2 — Расчет экономического эффекта

Снижение эксплуатационных затрат на бурение скважин произошло из-за:

— роста проходки на долото за счет применения РПД-Э, регулируемого привода насоса и других факторов;

— сокращения времени механического бурения за счет применения РПД-Э, индивидуального привода ротора и других факторов;

— сокращения времени на СПО за счет применения лебедки ЛБУ-1700 Э;

— сокращения времени вспомогательных работ за счет применения талевой системы с увеличенным диаметром блоков;

— сокращения времени крепления за счет применения лебедки ЛБУ-1700 Э;

— сокращения расхода химреагентов и утяжелителей;

— сокращения времени монтажа-демонтажа вышки.

Сокращение эксплуатационных затрат (сметной стоимости) на 1 метр проходки составляет 2476 рублей. Сметная стоимость 1 метра проходки в отчетном году составляет 14 334 рублей. Срок окупаемости внедрения мероприятия больше, чем время бурения одной скважины, значит данное мероприятие по НТП окупается на 3-й скважине

5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ МОДЕРНИЗИРОВАННОЙ УСТАНОВКИ Основные технико-экономические показатели бурения скважины с применением БУ «Уралмаш 6500 Э» приведены в таблице 3.

экономический эффект буровой скважина Таблица 3 — Основные ТЭП внедрения модернизированной БУ

В результате бурения скважины с применением БУ «Уралмаш 6500 Э» произошло сокращение эксплуатационных затрат (сметной стоимости) на 1 метр проходки на 2476 рублей; сметная стоимость 1 метра проходки в отчетном году составляет 14 334 рублей. Экономический эффект на годовой объем работ 110 469 216 рублей; чистая прибыль 88 034 372,8; рублей, срок окупаемости 54,75 дней.

5.1 Диаграмма коммерческих скоростей бурения Диаграмма коммерческих скоростей бурения представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Коммерческая скорость По диаграмме коммерческих скоростей бурения видно, что в отчетном году произошло увеличение коммерческой скорости от 2653,1до 3662 м/ст.мес.

5.2 Диаграмма себестоимости 1 метра проходки Диаграмма себестоимости 1 метра проходки представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 — Себестоимость 1 м проходки По диаграмме видно, что в результате бурения скважины с применением БУ «Уралмаш 6500 Э» произошло сокращение эксплуатационных затрат (сметной стоимости) на 1 метр проходки на 2476 рублей; сметная стоимость 1 метра проходки в отчетном году составляет 14 334 рубля.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Згонникова В. В. Расчет технико-экономических показателей по результатам внедрения мероприятий НТП: методические указания к курсовому и дипломному проектированию.- Архангельск: Изд-во АГТУ, 2009. — 20 с.

2 Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые. Часть 1 [Электронный ресурс]. — М.: ОАО Всероссийский Научно-исследовательский Институт Организации, Управления и Экономики Нефтегазовой Промышленности (ОАО «ВНИИОЭНГ»), 2000. — 227 с. — Режим доступа: http://techbiblio.ru/index.php?option=com_content&task=view&id=5265&

Itemid=270. (Дата обращения: 28.10.2013).

3 Дунаев, В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности / В. Ф. Дунаев; РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. — М., 2004.

4 СНиП IV-2−82. Сборник элементных сметных норм на строительные конструкции и работы [Электронный ресурс]. — Введ. 1984;01−01. — М.: Стройиздат № 1983, 1982. — 346 с. — Режим доступа: http://www.skonline.ru/doc/5371.html. (Дата обращения: 28.10.2013).