2.2 Разработка рекомендаций по оптимизации затрат на предприятии ОАО "Лукойл". Оптимизация затрат в нефтедобыче
О некоторых путях оптимизации затрат при добыче нефти
Министерство финансов Российской Федерации в Основных направлениях налоговой политики на 2017–2019 годы приготовило нефтяникам подарок – увеличение налоговой нагрузки на нефтегазовую отрасль. По мнению главы Минфина Антона Силуанова, необходимо уже, «если не в 2017-м, то с 2018 года», вводить новый порядок налогообложения, может быть, вначале в качестве эксперимента.
Речь идет о переходе с налога на добычу природных ископаемых (НДПИ) на налог на добавленный доход (НДД), уточнил министр. Ведомство предложило этот механизм в противовес налогу на финансовый результат (НФР), который предлагало минэнерго для выработанных месторождений с низкорентабельной добычей вместо ныне действующего (НДПИ). Кроме того, Силуанов отметил, что пришла пора отменять индивидуальные льготы и прекратить их предоставление отраслевыми ведомствами, «а не законодателем».
В частности, Министерство финансов предложило уточнить порядок расчета налога на добываемую нефть. Формула его теперь дополнена новым слагаемым, которое в 2017 г. составит 306 руб., на 2018 г. — 357 руб. и на 2019 г. достигнет 428 руб. Разумеется, при этом в Минфине традиционно подчеркивают, что это не приведет к какому-либо значительному повышению налоговой нагрузки на добычу нефти в целом. Этим смелым утверждениям Минфин хочет охватить новацией всю отрасль сразу, в то время как Минэнерго предлагает сначала осторожно протестировать новый налог в течение трех–пяти лет на нескольких «пилотных» месторождениях.
Повышение налогов. А правильно ли это?
Так будет или иначе, но в целом вопрос, похоже, решен. Правительство РФ еще в середине декабря прошлого года сообщило по итогам заседания правовой комиссии по ТЭК, которое провел вице-премьер Аркадий Дворкович, что НДД в пилотном режиме заработает в нефтегазовой отрасли с 2018 г.
При этом Дворкович не видит особых проблем для отрасли в связи с этим решением: "«С точки зрения налогов — работу еще не завершили, решение на следующий год, действительно, уже принято, но если говорить о среднесрочной перспективе, то перед нами стоит задача принятия законопроекта, связанного с налогом на дополнительный доход, на финансовый результат — он так назывался в разное время. И, думаю, что это позволит сбалансировать отрицательные и положительные стимулы в нефтяном секторе"».
Очень хочется разделить оптимизм с вице-премьером, но пока остаются некоторые сомнения…
Может, дело не в налогах?
В 2015 г. Россия добыла 534 млн т нефти. Это позволило стране занять третье место по добыче после США и Саудовской Аравии, при восьмом месте в мире по разведанным запасам черного золота.
В общем балансе российского экспорта нефть до последнего времени составляла около 34 %, на природный газ приходилось 15%. Иначе говоря, половина российской выручки за рубежом сладко пахла углеводородным сырьем.
Еще в 2009 г. Правительство РФ утвердило «Энергетическую стратегию России на период до 2030 г.» (ЭСР-2030), в которой нефтегазовый комплекс отмечен в качестве одного из базовых генераторов инноваций, стимулирующий развитие смежных отраслей и экономики в целом. Это всем понятно и без соответствующих документов. Но за прошедшее с 2009 г. время в России и в мире произошло слишком много событий, никак не способствующих «генерированию инноваций».
Падение мировых цен на нефть не стало «тактическим скачком», как предрекали многие экономисты и политики. Цена на баррель упала, относительно стабилизировалась и вряд ли сильно возрастет в долгосрочной перспективе. Ни о каких желанных «100 долларах» речи уже давно не идет. Это на фоне грядущего изменения налогообложения сделало еще более актуальным вопросы снижения себестоимости добычи нефти за счет повышения эффективности ее извлечения и снижения энергозатрат. Поэтому поддержание высокого уровня рентабельности в нефтегазовом секторе и мотивирование предприятий на разработку и использование эффективных технологий становится не просто очередным красивым казенным лозунгом, а единственным способом спасения отрасли.
«Сегодня для получения дохода нужно повышать уровень выработки месторождений и более рачительно использовать имеющиеся ресурсы», — считает Руслан Тутушев, генеральный директор компании «Нижнеомринская нефть» (Ухта). И с ним трудно не согласиться.
Технологическое отставание России от развитых стран заметно, в том числе и в нефтедобывающей индустрии. Основной показатель – коэффициент извлечения нефти (КИН) в России в 2009 г. – составил 0,3, в 2015 г. Он даже сократился до 0,27. В США КИН вырос за это время до 0,4, и это при худшей структуре нефтяных запасов.
Мировые нефтяные компании сегодня держат КИН на уровне 0,4 – 0,45. На крупных объектах он достигает даже 0,5. К 2020 г. основные добывающие страны планируют выйти на средний КИН = 0,5.
В России КИН на уровне 0,5 из крупных месторождений достигнут только на Ромашкинском. «Сейчас свыше 30% запасов нефтяных компаний находятся за гранью рентабельности», — комментирует проблему Виктор Калюжный, министр топлива и энергетики России в счастливых 1999-–2000 годах. Разумеется, он имеет в виду российские компании.
Вот наглядный пример. На крупнейшем в России Самотлорском месторождении пробурено около 15 тыс. скважин, а используется из них… менее трети. При этом Федеральное агентство по недропользованию готово тратить на глушение малодебитных скважин по 5 млн руб/год вместо того, чтобы внедрять современные технологии повышения эффективности нефтедобычи.
Как утверждает Morgan Stanley, себестоимость добычи в России находится в среднем на уровне 7 – 8 долларов США, что с учетом 75 – 80 % налогов в цене российской нефти составит необходимую минимальную цену на уровне 32 долларов США.
При этом себестоимость добычи нефти в США в среднем выше (до 10 долларов США), а вот с учетом налогов составляет около 25 долларов США, что получается ниже, чем в России. Итоговая необходимая для рентабельной добычи цена на нефть у свыше 80 % мирового производства составляет примерно 30 долларов США за баррель Это относится к Саудовской Аравии, Мексике, Ираку, ОАЭ, Китаю, Канаде (за исключением песчаной высоковязкой нефти), Англии и Нигерии.
При цене барреля нефти менее 40 долларов США (себестоимость менее 10 долл/барр.) заводнение считается единственным способом добычи. Но КИН при заводнении без добавок каких-либо реагентов ее облагораживания в условиях российских запасов нефти низкий. Так, на ряде объектов, при любых затратах, достичь КИН при заводнении более 0,25 не удастся.
Для обеспечения высоких КИН и снижения энергозатрат в нефтегазодобыче, по мнению В. И. Кашина, следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород и во всем цикле нефтедобычи на наноуровне.
Повышенная обводненность продукции приводит к значительным затратам на подъем воды. Уменьшение обводненности за счет нефтегазовых нанотехнологий (НГНТ) весьма весомо экономически.
Эффект от применения нефтегазовых нанотехнологий: снижение обводненностии при ОПР, что позволяют увеличить дебиты по нефти в 1,5-–1,7 раз. Технологический эффект: 0,5 –1, 0 тыс. т дополнительно добытой нефти на каждую обработанную скважину
Превышение на 85 % обводненности добываемой в России нефти означает подъем 6 кубометров воды с каждой тонной черного золота. В мире эта величина не превышает 75 % и обычно поднимается только 3 кубометра воды с тонной. Нефтегазовые нанотехнологии могут обеспечить выход к 2025 г. на нефтеотдачу в 50 %, а к 2035 г. – и в 60 %!
Ограничения применения полимерных растворов в низкопроницаемых коллекторах связаны с тем, что высокомолекулярные полимеры забивают пористую среду, препятствуя последующему движению воды. Экспериментальные исследования показали, что выбор полимерных систем с размерами агрегатов в нанодиапазоне позволяет повысить КИН в низкопроницаемых коллекторах на 0,2 – 0,25.
В процессах водонефтеподготовки использование гидродинамических наноэффектов для разрушения бронирующих оболочек в эмульсиях (НГНТ) позволяет обеспечить качественную подготовку продукции при снижении удельного расхода деэмульгатора в 1,5 – 2 раза и температуры процесса на 10 – 15 оС, что несет в себе огромный экономический эффект.
По мнению аналитиков компании Shell, НГНТ позволят максимально увеличить ценности существующих активов, обеспечить возможность разработки новых ресурсов, повысить КИН и создать условия для развития новых направлений бизнеса.
В среднем с каждой тонной нефти в мире добывается 3 т воды и ежегодно расходуется более 40 млрд долл. США на отделение и очистку попутной воды.
В России добывают 13,5 % от мирового объема. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды здесь тратится не менее 5 млрд долл. США. Но и обводненность продукции в России оказывается намного больше среднемировой: как отмечено выше, в нашей стране отбирается более пяти объемов воды на один объем нефти. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится значительно больше 7 млрд долл. США. Снижение обводненности хотя бы до среднемирового уровня даст экономию не менее 2 млрд.
Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти, что, в свою очередь, приведет к уменьшению экономически приемлемого дебита скважин по нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН.
Задача обеспечения страны нефтью и газом на основе высокорентабельных энергосберегающих инновационных технологий во всем цикле движения нефти и газа от скважины до потребителя, повышающих КИН до 0,5 -– 0,6 и снижающих себестоимость до 2 – 3 долл/барр., хотя бы для добычи 300 млн т/год, должна стать поистине национальным проектом.
А как еще можно сэкономить?
Другим видом физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов являются технологии обработки ПЗП с применением соляной кислоты.
Кислотное воздействие основано на реагировании раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
– обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
– обработки призабойной зоны этих скважин при интенсификации их производительности;
– очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
– очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
– удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
– инициирования других методов воздействия на призабойную зону.
Возможно применение следующих методов кислотной обработки:
Кислотные ванны;
Простые кислотные обработки;
Кислотные обработки под давлением;
Термокислотные и термогазохимические обработки;
Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;
Гидроимпульсные кислотные обработки;
Кислотоструйные обработки;
Обработки глинокислотой;
Углекислотные обработки;
Обработки сульфаминовой кислотой и др.
Надо сказать, что использование соляной и иных кислот для обработки призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах началось в США еще в конце XIX в.
Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки первоначально использовалась только соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов значительно расширились.
Все мировые нефтедобывающие концерны разработали, запатентовали и успешно используют для обработки углеводородных скважин кислотные растворы на основе соляной кислоты с добавлением набора комплексных присадок, которые обеспечивают долговременное увеличение дебитов скважин, сохранение коллекторских свойств пласта и защиту оборудования от коррозии.
В СССР по разным причинам соляная кислота в качестве технологии для повышения нефте- и газоотдачи активно не применялась. В этом тогда попросту не было особой необходимости. Были открыты крупные месторождения с хорошими скважинами, нефти было много и доставалась она относительно легко. Соответственно, системно данной тематикой местные организации, а также нефтепромысловые производственные управления не занимались. Не создавалась и соответствующая инфраструктура для обеспечения перевозок, хранения и использования кислотных составов в национальном масштабе, не были закреплены отраслевые и корпоративные стандарты качества кислоты.
После приватизации нефтяной отрасли в 90-е годы в Россию пришли западные сервисные компании, которые уже имели опыт работы с кислотной технологией. Но и они не стали ее активно применять, в том числе и по причине отсутствия необходимой для этого логистической и производственной инфраструктуры.
Как водится в России, для активного продвижения технологии им необходимо было получать разрешения на транспортировку кислоты, лицензии на работу с соответствующими химикатами, инвестировать создание транспортных средств для перевозки кислоты по территории страны. В общем, было огромное множество естественных и бюрократических препонов, которые делали использование кислотных растворов делом дорогим и неудобным, несмотря на очевидную эффективность и экономичность решения. В силу этих причин, а также краткосрочного видения ситуации со стороны западных компаний, в России для стимулирования нефтеотдачи и газоотдачи пластов стали использовать другие технологии, прежде всего, гидроразрыв пласта. Такой метод зачастую приводит к быстрому росту дебитов скважины, но нередко безвозвратно губит месторождение в целом. При этом использование такой технологии по стоимости существенно выше традиционной кислотной обработки.
Сейчас тенденция, к счастью, меняется, причем достаточно быстро. Кислотная обработка, будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения экономичности и эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно занимает свое место среди наиболее перспективных решений в области стимулирования добычи с месторождений.
Российские нефтедобывающие компании начинают осознавать перспективность новой технологии. В нефтедобывающих регионах активно создается соответствующая инфраструктура, тем более, что для этого не требуются крупные инвестиции. В среднем, узел для хранения 150–200 кубометров кислотного состава обойдется добывающей компании всего в 100 тыс. долл. США, включая саму емкость, весь комплекс автоматики, контрольно-измерительные приборы и другое необходимое оборудование.
Отечественным нефтяникам следует изучать и использовать опыт своих коллег из стран ближнего зарубежья, которые уже давно работают и над другими способами увеличения рентабельности. Например, казахстанские добывающие компании активно внедряют на своих месторождениях бездатчиковую технологию механизированной добычи нефти SALT (Sensorless Artificial Lift Technology). Ее эффективность доказана результатами многочисленных испытаний.
Так, на пяти скважинах АО «Озеньмунайгаз» применили интеллектуальное управление погружными насосами на базе технического решения, предложенного компанией «Данфосс» (Danfoss), ведущим мировым производителем энергосберегающего оборудования. По результатам испытаний обеспечен прирост дебита и достигнута 10 – 12 %-ная экономия энергии.
«Новая технология позволяет не только значительно увеличить наработку на отказ насосного и наземного оборудования, но и увеличить добычу нефти на месторождениях четвертой и пятой стадии разработки. Внедрение данных станций управления – это составная часть развития интеллектуальных месторождений. В результате внедрения технологии SALT на более чем 120 скважинах в АО «Эмбамунайгаз» среднее увеличение дебита по нефти составило 0,8 т в сутки, то есть дополнительно порядка 35 тысяч т в год. Окупаемость проекта составляет, в среднем, не более 6–9 месяцев», — поясняет Сергей Ведерников, генеральный директор компании «Ойл Сервисиз Альянс» (официальный партнер «Данфосс»), занимающейся внедрением станций SALT в Казахстане.
Работа нефтяников согласуется с общим трендом развития отрасли в этой стране. В последнее время здесь предпринимаются серьезные шаги для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).
«Опыт коллег из Казахстана наглядно демонстрирует, что SALT-технология имеет большие перспективы. Это доказывает устойчивый спрос на данное решение: в 2014-–2015 гг. нефтяным компаниям Казахстана наши партнёеры поставили 150 станций управления различных модификаций. Российским нефтяникам применение этого оборудования также поможет снизить издержки и увеличить добычу», — утверждает Феликс Мунтян, региональный представитель компании «Данфосс» по Уральскому ФО.
Ну и, наконец, нельзя не упомянуть еще один резерв повышения рентабельности – организационный.
Леонид Терехов, старший консультант отраслей экономики ЗАО "«АксионБКГ" », и Левон Антонян, руководитель направления по математическому моделированию этой компании, провели исследование организации работы ДНГ ОАО "«Юганскнефтегаз"». По данным исследования, были даны соответствующие рекомендации по оптимизации структуры рабочего времени операторов добычи: – передача трудовых заданий по исследованию скважин (за исключением глубинных исследований) оператору по ДНГ; – расширение объема работ операторов и, как следствие, увеличение доли времени выполнения работ на кусте скважин; – формирование в бригадах ЦДНГ звеньев операторов; – формирование и выдача трудовых заданий операторам и смежникам; – снижение времени на приёем-передачу вахты; – исключение возвращения в ЦДНГ до окончания рабочей смены; – увеличение обеденного перерыва до 1,5 часа, установление гибкого графика обеденного времени у бригад/звеньев; – оптимизация квалификационного состава операторов добычи: – организация обучения операторов, имеющих низкие разряды, на высокие разряды для расширения компетенций и выполнения интегрированных трудовых заданий; – передача несвойственных работ из цехов ДНГ в сервис; – оптимизация маршрутов и зон закрепления кустов скважин за операторами с использованием методов экономико-математического моделирования (ЭММ).
Результаты по компании в целом таковы:
– снижение издержек – более чем на 4,4 млн. долл. в год; – оптимизация численности – 403 чел., в том числе в сервисном блоке – 374 и в ЦДНГ – 29 чел., соответственно.
Так что проблемы высоких затрат и низкого качества бизнес-процессов возможно эффективно решать и организационными способами, в том числе за счет внутренних ресурсов компании, без привлечения крупных инвестиций. Только не надо забывать, что в данном случае мы имеем дело не с железом, а с человеческим материалом! Следовательно, целесообразнее не планировать увеличение налоговой нагрузки на отрасль, а размышлять о путях ее оптимизации.
spec-technika.ru
Инструменты эффективной оптимизации удельных затрат на добычу нефти - Бурение и Нефть
Instruments to effectively optimize the cost of oil production
G. FEDOTOV, «Anticlinale» LLC
Проблема оптимизации затрат на добычу углеводородов вполне решаема. На общую ситуацию можно повлиять за счет оптимизации затрат на производство. А для этого следует предусмотреть мероприятия по сокращению затрат и просчитать их результаты. Опыт автора позволяет ему порекомендовать, какие шаги следует предпринять, чтобы разработать качественные критерии экономической эффективности по промыслу (кустам, отдельным скважинам) или предприятию в целом. После разработки программы повышения эффективности производства необходимо провести работу по корректировке лицензионных соглашений, с помощью внесения изменений в технологический документ на разработку месторождения. Для малых нефтегазодобывающих компаний все капиталоемкие мероприятия необходимо дополнительно оценить. Обязательно оформить протоколы о целесообразности их реализации. Целью проекта является экономическая эффективность капитальных вложений и получение прибыли при максимальном извлечении полезных ископаемых (рациональное пользование недр) при соблюдении требований экологического законодательства и правил промышленной безопасности.
The problem of expenses optimization for production of hydrocarbons is completely solved. This should include activities to reduce costs and to calculate their results. The author’s experience are enables him to recommend what steps should be taken to develop qualitative criteria of economic efficiency in fishing (the bushes, individual wells) or the enterprise as a whole. After the development of the program of efficiency production increase is necessary to spend work on updating of the license agreements through changes to the process document on the development of the field. For the small oil and gas companies all the capital-intensive activities need to be additionally assessed. It is necessary to make protocols about the feasibility of their implementation. The aim of the project is the economic efficiency of capital investments and profits at the maximum extraction of mineral resources (the rational use of the subsoil) in compliance with the requirements of environmental laws and industrial safety regulations.
Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.
1. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. № 61 [Электронный ресурс]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20367 (дата обращения: 12.10.2015).
1. Guidelines for the design of oil and gas deposits. The order of MPRof Russian Federation dd. 21.03.2007, No 61 [Electronic resource]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20367 (accept. 12.10.2015).
Комментарии посетителей сайта
Авторизация
Ключевые слова: нефтегазодобыча, оптимизация затрат, экономическая эффективность капитальных вложений
Keywords: oil and gas production, cost optimization, economic efficiency of capital investments
Просмотров статьи: 1249
burneft.ru
Оптимизация - затрата - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Оптимизация - затрата
Cтраница 1
Оптимизация затрат на неустановившийся режим транспортирования газа через газотранспортную сеть в результате решения задачи (6.2) ( адаптированной к моделированию всей сети) сохраняет свою математическую обоснованность по аналогии с минимизацией затрат на динамический режим транспортирования газа через индивидуальные КС. Однако решение данной задачи на практике существенно усложняется из-за возрастания числа управляемых переменных, увеличения количества ограничений (6.26) и крайнего усложнения расчета целевой функции ( 6.2 а), что делает этот математически обоснованный подход мало привлекательным для решения производственных задач при современном уровне развития компьютерной техники. [1]
Оптимизация затрат на противопожарную защиту требует полного и точного знания размеров всех потерь, наносимых пожарами. [2]
Для оптимизации затрат и роста финансовых результатов предприятие должно прилагать усилия к увеличению выпуска продукции, расширению его ассортимента, производства принципиально новых по потребительским качествам товаров. Следовательно, объемы заказов на производимую продукцию подвержены колебаниям, предприятия вынуждены проводить ежедневную работу по расширению рынка для своей продукции. [3]
При оптимизации затраты на резервные скважины приняты из расчета затрат в условиях создания промысла типа Уренгойского. [4]
Задача оптимизации затрат возникает при недостатке средств - денег, металла, электроэнергии и т.п. Предположим, что имеется только 25 % необходимых средств. В этом случае полная очистка до санитарных норм невозможна при любом выборе ступеней очистки. Найдем максимальный, хотя и недостаточный эффект. Записанные уравнения становятся неравенствами. Задача осложняется дополнительными условиями: минимизацией металлоемкости, расхода электроэнергии и чистой воды и т.п. Ряд условии, вроде возможности утилизации или обезвреживания уловленных веществ, коррозийной стойкости трактов при мокрой очистке и др., учитывается при выборе ступеней очистки, т.е. при записи элементов исходных матриц. [5]
Разработана методика оптимизации затрат на проведение ремонтно-восстановительных работ с учетом текущего уровня надежности технологического оборудования нефтедобычи. Показано, что данная методика позволяет учитывать динамику изменения цен на нефть. [6]
Показано, что для оптимизации затрат ОАОМН целесообразно организовать планирование и ведение транспортировки таким образом, чтобы значения Рсдр. [7]
В третьей главе рассматриваются вопросы оптимизации затрат на мероприятия по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов. [8]
Основной задачей управления издержками на предприятии является оптимизация затрат и расходов. Для этого применяются технологические усовершенствования в области конструирования и разработки продукции на основе функционально-стоимостного анализа, изыскиваются резервы снижения материальных и трудовых затрат, вводятся системы планирования и контроля на основе бюджетирования ( см. гл. [9]
Что же это дает с точки зрения оптимизации затрат и налогообложения. [10]
При использовании максиминной стратегии решения многокритериальной задачи оптимизации затраты времени на анализ чувствительности еще более возрастают, так как в этом случае целевой функцией на различных шагах поиска может оказаться функция любого из критериев. [11]
С экономической точки зрения УСС включает методологию и практику оптимизации затрат в целях достижения максимальной прибыли при сохранении конкурентоспособности на рынке производителей электроэнергии и обеспечении требуемого уровня безопасности. [12]
В работе излагается один из возможных подходов к решению проблемы оптимизации затрат на обеспечение безопасности. Предлагаемый подход базируется на следующем утверждении, носящем аксиоматический характер. [13]
Правила подстановки при описании процесса распознавания максимального варианта проекта связаны с оптимизацией затрат ресурсов при достижении заданного значения Н при ограничении на ресурсы и время упорядочения с учетом свойств различных ресурсов. [14]
Если вы работаете в производственной или дистрибьюторской фирме, если логистика составляет важную часть вашего бизнеса, вы обязательно столкнетесь с необходимостью оптимизации затрат на транспортные перевозки. В случае если количество складов и потребителей не превышает 10 - 15, вы легко решите транспортную задачу с помощью MS-Excel, а для более крупных задач сумеете использовать специализированное программное обеспечение. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Оптимизация нагрева при добыче нефти
| ОБЗОР • Уменьшение расхода тепла при добыче нефти • Экономическая эффективность • Повышение безопасности и надежности • Рост производительности |
Канадские инженеры и нефтедобывающие компании модернизируют центры управления двигателями с целью обеспечения контроля и управления электрическими нагревателями.
Процессы добычи и химической переработки нефти отличаются большой сложностью. Особенно сложно вести эти процессы на севере Канады, где температура может изменяться от -50 до +36°С. Низкая температура может привести к замерзанию нефтепродукта в ходе его транспортировки. Нефтедобывающие компании, которые работают на севере Канады, и, по прогнозам, могут получить до 300 млрд. баррелей сырой нефти, полагаются на такие компании, как Bantrel Co., поскольку уверены в том, что их оборудование подготовки нефтепродуктов, в том числе системы сохранения тепла, будет соответствовать уровню задач.
Компания Bantrel уже более 2 5 лет занимается комплексным проектированием, управлением проектами, поставкой и монтажом оборудования для нефтяной, нефтехимической, газовой и энергетической промышленности. Компания интенсивно сотрудничает с предприятиями нефтедобывающей отрасли Канады, которые планируют вложить 100 млрд. канадских долларов в создание новых и модернизацию уже существующих производственных мощностей в ближайшие десятилетия.
Системы сохранения тепла включают два основных компонента: теплоизоляцию и системы нагрева для поддержания минимальной температуры в непроточных линиях с целью предохранения от замерзания или поддержания определенной вязкости. До недавнего времени наиболее предпочтительным средством нагрева считался пар, однако в последнее десятилетие идет переход на электрические нагреватели (ЭН), которые позволяют снизить эксплуатационные расходы.
Рассредоточенные проблемы
В оборудовании с ЭН обычно используются одно- или многоточечные микроконтроллеры, которые располагаются по всей территории завода и служат для измерения температуры и управления электронагревателями, прикрепленными к трубопроводам и резервуарам. Несмотря на то, что электрический нагрев по сравнению с паровым более экономичен, с ним связаны дополнительные риски.
Например, в системах электрического нагрева зачастую используется множество удаленных контроллеров, установленных в шкафу, с отдельными источниками питания. Это делает эксплуатацию таких систем чуть более опасной, поскольку развязка по цепи питания обычно происходит в другом месте. Помимо этого, в многоточечных схемах становится невозможной изоляция отдельного контроллера в случае его неисправности. Данная ситуация еще больше усложняется при вводе в эксплуатацию централизованных пунктов нагрева, в которых размещаются сотни контроллеров нагрева, переключающих мощности в несколько мегаватт.
Сотни контроллеров, установленных в пунктах электрического нагрева, коммутируют мощности в несколько мегаватт для обеспечения непрерывной работы канадских нефтепроводов
Компания Bantrel поставила перед собой задачу разработки новых систем контроля и управления электрическими нагревателями, которые были бы более безопасными, более надежными и экономически более выгодными по сравнению с уже существующими.
В первую очередь, необходимо было разработать стандартную систему нагрева для предприятий нефтедобывающей отрасли. Отказы систем электронагрева в последние годы привели к многомиллионным убыткам. Большое значение имеет совокупная стоимость владения, поскольку расходы на эксплуатацию систем ЭН составляют самую большую статью расходов на электрооборудование в нефтедобывающей отрасли. При модернизации существующих устройств управления и их переводе на управление электрическими нагревателями Bantrel сотрудничала с компанией Rockwell Automation.
Более эффективные управление и контроль
Ядром новой системы стала современная технология управления, включающая центр управления двигателем (МСС).
Allen Bradley 2100 IntelliCenter и ПЛК Allen Bradley Redundant ControlLogix. Термометры сопротивления (RTD), которые используются для измерения температуры в трубопроводах и резервуарах, подключаются к модулям ввода/вывода 1794 Flex. Эти модули, в свою очередь, подключаются к ПЛК ControlLogix через сеть ControllNet. Сеть DeviceNet используется в МСС для управления нагрузкой и для контроля системы.
В МСС применяются электронные реле перегрузки Е3 Plus. Для использования этих реле в устройствах электрического нагрева они были модернизированы. Цель модернизации — расширение возможностей контроля по одной фазе и повышение чувствительности к коротким замыканиям на "землю" до требуемых 20-100 мА.
Основным требованием была компактность. Поскольку МСС располагаются обычно в пунктах, которые находятся в центре технологической линии, они могут занимать достаточно большие площади, поэтому принцип "чем меньше -тем лучше" стал основным. Высота корпуса сменного блока Allen-Bradley 0.5SF составляет 15 см, что вдвое меньше, чем у конкурентов. Столь малый размер достигается за счет использования реле Е3 Plus и трехфазных контакторов Bulletin — 100С, рассчитанных на 30 А.
На территории нефтедобывающего предприятия могут быть установлены тысячи RTD, контролирующих температуру и перемещение нефтепродуктов, находящихся в трубопроводах и резервуарах. В новой системе не было возможности сократить их число, поскольку это снизило бы качество контроля и количество вариантов нагрева. Вместо этого усилия группы разработчиков были направлены на упрощение кабельных соединений термометров сопротивления.
Все оборудование имеет хорошую изоляцию, в том числе, и этот шкаф управления, который установлен там, где нефть может замерзнуть
Для сбора данных о температуре с RTD и передачи в ControlLogix, в Rockwell Automation разработали компактные шкафы, в которых размещены модули ввода RTD Flex I/O, позволяющие объединить до 120 датчиков в одном узле ControlNet. Один кабель ControlNet соединяет несколько шкафов ввода с RTD с центральной системой ControlLogix. Для поддержания температуры в заданном программой диапазоне система ControlLogix управляет блоками контакторов МСС через DeviceNet.
Трехфазные контакторы сконфигурированы так, что подключают три однофазные нагрузки электронагревателей в зависимости от режима потока и требований к температуре. Это позволило более эффективно использовать силовой кабель 1х4, направляемый через контактор на локальную распредели-
тельную коробку, в сравнении с кабелем 3х2, который требуется при традиционном одноточечном управлении электронагревателями.
Безопасность, надежность
Были отмечены различные преимущества.
Рентабельность — Bantrel и ее клиенты быстро окупили свои инвестиции за счет использования стандартных компонентов управления и снижения расходов на монтаж и установку новых электронагревателей. Сокращение проводных соединений силовых цепей и RTD более чем на одну треть позволило снизить долговременные расходы на техническое обслуживание системы.
Повышение безопасности — Низковольтные МСС сами по себе более надежны, чем обычные системы управления электрическими нагревателями, так как главное размыкающее устройство объединено с контакторным блоком. Кроме того, обычные системы управления электрическими нагревателями не обладают теми качествами безопасности, которые характерны для выдвижного армированного модуля управления МСС.
Повышение надежности — Традиционные системы подвержены сбоям, в то время как комбинация хорошо зарекомендовавших себя устройств ControlLogix и Flex I/O, использующихся в соединении с МСС для решения задач электронагрева, значительно повышает общую надежность системы.
Рост производительности — Благодаря передаче оперативных данных и диагностической информации через DeviceNet, рабочий и обслуживающий персонал своевременно получает полную информацию о работе системы и может точно локализовать аварийный участок.
controlengrussia.com
|
Научные работы 2009 © Павловский М.А. Источник: 03 апреля 2009 г. Комментарии
|
Оцените анкету При поддержке |
gr.neftegaz.ru
2.2 Разработка рекомендаций по оптимизации затрат на предприятии ОАО "Лукойл". Анализ затрат на ОАО "Лукойл" и пути их снижения
Похожие главы из других работ:
Анализ ассортимента и оценка конкурентоспособности товара на предприятии ИП Каракулова М.В.
2.3 Разработка рекомендаций по оптимизации ассортимента и конкурентоспособности масла Лукойл
Каждый день автомобильная промышленность совершенствуется, вместе с этим меняются требования к расходу топлива и выбросов, увеличиваются интервалы замены масла, автопроизводители предъявляют всё более строгие требования к качеству масел...
Анализ затрат на ОАО "Лукойл" и пути их снижения
1.2 Особенности анализа затрат и пути их оптимизации на предприятии
Первой особенностью затрат как предмета управления выступает их динамизм. Они находятся в постоянном движении, изменении. Так, в рыночных условиях хозяйствования постоянно изменяются цены на приобретаемые сырье и материалы...
Анализ затрат на ОАО "Лукойл" и пути их снижения
2. Анализ затрат на предприятии ОАО "Лукойл"
...
Анализ структуры затрат на персонал и их оценка
3.1. Разработка предложений по оптимизации затрат на персонал
Проведенный анализ показал, что затраты на персонал достаточно эффективны. Однако, определим основные направления по оптимизации затрат на персонал...
Анализ эффективности затрат закупочной деятельности компании ООО "Любитель"
1. Теоретические аспекты оптимизации затрат логистической деятельности на предприятии
...
Государственные закупки, их роль и значение для частного бизнеса
4. Разработка рекомендаций для совершенствования системы
Почему, несмотря на титанические усилия, реформа госзакупок пока не привела к нужным результатам? Одним из факторов стало упрощенное восприятие разработчиками 94-ФЗ ценовой конкуренции в качестве главного мотора развития экономики...
Организация оплаты труда
Глава 3. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы (формы) оплаты труда на предприятии
...
Организация плановой работы на предприятии
3. Разработка проекта рекомендаций и предложений по совершенствованию системы планирования на предприятии
Кафе "Версаль" длительное время оказывает услуги в сфере общественного питания. Для того чтобы кафе "Версаль" не только продолжало существовать на рынке услуг в области общественного питания, но и развивалась во всех направлениях...
Особенности рациональной организации труда и отдыха
· разработка рекомендаций по внедрению рациональных режимов труда и отдыха на предприятии.
1. ОСОБЕННОСТИ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА И ОТДЫХА 1.1 Рациональные режимы труда и отдыха В процессе труда работоспособность, т.е. способность человека к трудовой деятельности определенного рода, а соответственно...
Особенности рациональной организации труда и отдыха
3. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВНЕДРЕНИЮ РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ТРУДА И ОТДЫХА НА ПРЕДПРИЯТИИ
При рационализации суточных режимов труда и отдыха эффективность во многом зависит от того, насколько правильно учитываются закономерности суточного ритма физиологических процессов человека, т.е. заключается в том...
Планирование прибыли организации на примере ООО "Альфа Л Сервис"
3.2 Разработка рекомендаций по повышению прибыли
Таблица 3.3- Анализ рентабельности ООО «Альфа Л Показатели рентабельности Значения показателя (в копейках) Изменение, коп. (гр.2 - гр.3) за отчетный период 2013 г. за аналогичный период прошлого года 1...
Планирование товарооборота торгового дома "Курасовщина"
6. ПРОВЕДЕНИЕ МНОЖЕСТВЕННОГО КОРРЕЛЯЦИОННО-РЕГРЕССИОННОГО И ПРОГНОЗНОГО АНАЛИЗА ТОВАРООБОРОТА ТД "КУРАСОВЩИНА" И РАЗРАБОТКА НА ЕГО ОСНОВЕ ОБОСНОВАННЫХ СТРАТЕГИЧЕСКИХ И ТАКТИЧЕСКИХ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ В АНАЛИЗЕ РОЗНИЧНОГО ТОВАРООБОРОТА СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНИКИ
Оценка достигнутых результатов является основой для планирования показателей хозяйственной деятельности торговой организации. Проведем планирование объема товарооборота ТД "Курасовщина" различными методами. 1...
Планирование цен и организация ценообразования на предприятии
2.2 Разработка рекомендаций планирования цен на продукцию
Рассмотрим формирование цены на продукцию ООО «Гурман» на основе затратного подхода (на примере нескольких позиций - выпечки собственного производства...
Пути снижения затрат на предприятии
3. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ НА ПРЕДПРИЯТИИ
Одним из главных резервов снижения затрат на предприятии является повышение объемов производства, которое влияет на уменьшение затрат на единицу продукции (1 грн. строительно-монтажных работ), а следовательно...
Экономический анализ себестоимости продукции на предприятии ГУСП "Тавакан"
3. Разработка и экономическое обоснование рекомендаций по решению снижения себестоимости на предприятии
...
econ.bobrodobro.ru
3. Расчет экономической эффективности в результате оптимизации технологического режима работы со сменой типоразмера насоса.
Перечислим мероприятия, проводимые в ЦДНГ-1 НГДУ «Туймазанефть»:
- кислотные обработки;
- пенокислотные обработки;
- термические методы промывки горячей нефтью и паром;
- внедрение многофункционального кабеля с капиллярной пропиткой;
- обработка скважин ингибиторами парафиноотложений
- промывка забоя скважины нефтью.
В целом, эти технологии эффективные, но немного устаревшие экономически нерентабельны.
Поэтому предложено провести оптимизацию технологического режима работы со сменой типоразмера насоса на более производительный УЭЦН в скважинах Туймазинского месторождения.
Рассмотрим, в частности, расчет экономической эффективности при проведении оптимизации технологического режима.
Экономический эффект образуется за счет получения дополнительной добычи нефти и газа в результате оптимизации режима работы скважины.
3.1 Расчет дополнительной добычи.
Дополнительная добыча от увеличения дебита при смене насоса:
, (1.1)
где 
и
- среднесуточный дебит по группе скважин до и после смены насосов, т/сут;
365 – количество дней в году;
- коэффициент эксплуатации скважин;
- расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия, тонн.
Расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважины при проведении мероприятия:
, (1.2)
где 
- дебит нефти данной скважины до проведения мероприятия, т/сут;
t – время проведения мероприятия, сут.
т – для скважины №229,
тонн
Дополнительная добыча нефти составляет:
тонн.
Аналогично рассчитаем прирост добычи нефти и потери нефти по другим скважинам. Результаты расчета сведены в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 – Прирост объема добычи нефти
| Номер скважины | Дебит до проведения | Дебит после проведения | Коэффициент эксплуатации | Потери нефти | Прирост добычи |
| 229 | 0,91 | 1,183 | 0,9704 | 2,275 | 94,43 |
| 277 | 1,02 | 1,53 | 0,972 | 2,55 | 178,39 |
| 1675 | 3,6 | 5,19 | 0,97 | 9 | 553,94 |
| итого | - | - | - | 13,825 | 826,76 |
Вывод: дополнительная добыча нефти при смене насоса ∆A составляет 178,39 тонн с положительной экономической эффективностью.
3.2 Расчет себестоимости добычи нефти.
Себестоимость продукции является важным показателем , характеризующим работу промышленных предприятий. От ее уровня зависят финансовые результаты деятельности предприятий, темпы расширенного воспроизводства, финансовое состояние хозяйствующих субъектов.
Анализ себестоимости продукции имеет исключительно важное значение. Он позволяет выяснить тенденции изменения данного показателя, выполнение плана по его уровню, определить влияние факторов на его прирост и на этой основе дать оценку работы предприятия по использованию возможностей и установить резервы снижения себестоимости продукции.
Анализ косвенных затрат производится на основе их деления на условно-постоянные и условно-переменные.
К условно-постоянным относят:
цеховые ( общепроизводственные) расходы;
заводские (общехозяйственные) расходы;
часть расходов по содержанию и эксплуатации оборудования.
. Анализ условно-постоянных расходов проводится сопоставлением суммы и уровня этих затрат за отчетный период в динамике или с планом. Детально изучаются причины, вызывающие как перерасход, так и экономию по каждой отдельной статье. Например, экономия по охране труда приводит к увеличению потерь от травматизма.
Анализ условно-переменных затрат производится сравнением их фактической величины на 1 руб. товарной продукции (т.е. уровня затрат) с плановым или базисным уровнем, пересчитанным на фактический объем выпуска продукции.
К условно-переменным относят расходы на электроэнергию для производственных нужд и износ инвентаря.
Анализ условно-постоянных расходов производится их постатейным сопоставлением фактического и планового уровней затрат и выявлением причин отклонений. Анализ условно-переменных затрат может выполняться по показателю затрат на рубль товарной продукции с учетом динамики ее выпуска.
Определим изменение себестоимости добычи нефти по статьям калькуляции на основании фактических данных НГДУ:
Расходы на энергию по извлечению нефти:
, (1.3)
где 
- дополнительная добыча нефти, тонн;
- удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти», руб/т;
- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.
рублей.
Расходы по искусственному воздействию на пласт:
, (1.4)
где 
- удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт», руб/т;
- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.
рублей.
Расходы по сбору и транспортировке нефти:
, (1.5)
где 
- удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти», руб/т;
- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.
рублей.
Расходы по технологической подготовке нефти:
, (1.6)
где 
- удельные затраты на 1 тонну нефти по статье «Расходы по технологической подготовке нефти», руб/т;
- удельный вес условно-переменных затрат по данной статье в калькуляции себестоимости.
рублей.
В статью «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» включаются затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования скважины.
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования наземного и подземного оборудования состоят из затрат прокатно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтного цеха электрооборудования и электроснабжения, цеха автоматизации производства и цеха подземного ремонта скважин. Для определения затрат на проведение мероприятия составим наряд и смету затрат.
Рассчитаем затраты на осуществление мероприятия.
Мероприятие проводит бригада подземного ремонта скважин, в которую входят оператор ПРС 5 разряда и помощник оператора.
Таблица 1.3 – Наряд на смену насоса
| Наименование работ | Нормированное время, час. |
| Переезд подъемника | 7,69 |
| Глушение скважины | 9,83 |
| Разрядка скважины | 8 |
| Подъем труб и кабеля | 7,24 |
| Шаблонирование скважины 1200 м. | 9,51 |
| Спуск УЭЦН на 1200 м. | 7,99 |
| Земляные работы | 5 |
| Вызов подачи | 5 |
| Итого | 60,26 |
Заработная плата бригады определяется исходя из тарифных ставок работников и коэффициента премирования.
руб, (1.7)
где 
- тарифная ставка, руб./час.;
- время работы, час.;
n – количество рабочих, чел.;
П – процент премии, %;
- территориальный коэффициент.
Отчисления на социальные нужды составляют 34,4% от общего фонда заработной платы:
руб, (1.8)
Затраты на амортизацию оборудования при ПРС определяют по формуле:
руб, (1.9)
где 
- затраты на один нормо-час, руб/час;
- длительность ремонта, час.
Транспортные расходы определяются исходя из времени работы транспорта и расценок за час работы:
руб, (1.10)
Таблица 1.4
| Наименование транспортных средств |
|
|
| Азинмаш 43п | 174,072 | 60,26 |
| КАМаз | 125,069 | 4 |
| СУРС-40 | 196,01 | 3 |
| Автоцистерны АЦ-5640 | 225,02 | 21 |
- стоимость одного часа работы транспортных средств, руб.
- время работы транспортных средств, час.Цеховые расходы составляют 8,8 % от общих затрат.
Смета затрат на проведение мероприятия представлена в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Смета затрат
| Статьи затрат | Сумма, рублей |
| Основная и дополнительная заработная плата | 6652,704 |
| Отчисления на социальные нужды | 2288,53 |
| Амортизация | 11880 |
| Услуги своих цехов | 9870,65 |
| Транспортные расходы | 16303,3 |
| Цеховые расходы | 4534,62 |
| итого | 51529,8 |
Дополнительные расходы по эксплуатации оборудования:
, (1.11)
где N – количество скважин;
- затраты на проведение мероприятий.
Результаты расчетов сведены в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 – Расчет себестоимости добычи нефти до и после проведения оптимизации режима работы скважин
| Статьи затрат | До внедрения мероприятия | После внедрения мероприятия | Изменение затрат |
| Расходы на энергию по извлечению нефти тыс.руб | 10209,64 | 10292,18 | 82,54 |
|
| 19279,08 | 19434,95 | 155,87 |
| Основная зарплата производственных рабочих, тыс.руб | 2513,55 | 2513,55 | - |
| Отчисления на социальные нужды, тыс.руб | 839,55 | 839,44 | - |
| Амортизация скважин, тыс.руб | 3144,5 | 3144,5 | - |
| Расходы по сбору и транспорту нефти, тыс.руб | 15804,28 | 15932,06 | 127,78 |
| Расходы по технологической подготовке нефти, тыс.руб | 5420,8 | 5464,63 | 43,83 |
| Расходы по эксплуатации оборудования, тыс.руб | 3481,95 | 58679 | 154,69 |
| Цеховые расходы, тыс.руб | 20616,64 | 3481,95 | - |
| Общепроизводственные расходы, тыс.руб | 58524,42 | 20616,64 | - |
| Прочие производственные расходы, тыс.руб | 3470,7 | 3470,7 | - |
| Итого затрат, тыс.руб | 143305,1 | 143869,7 | 564,6 |
| Добыча нефти, тыс.т | 102,26 | 103,087 | 0,827 |
| Себестоимость добычи 1 тонны нефти, руб. | 1401,38 | 1395,62 | -5,76 |
Расходы по искусственному воздействию на пласт, тыс.руб 
Сумма постоянных и переменных затрат в свою очередь зависит от уровня ресурсоемкости и изменения стоимости материальных ресурсов в связи с инфляцией. На данном предприятии за счет повышения уровня оплаты труда, переоценки основных фондов, увеличения стоимости сырья, материалов, энергии сумма затрат в отчетном году возросла на 564,6 тыс.руб.
studfiles.net
