НЕФТЕКОНТРОЛЬ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ «МЕГАТЕК»

2 ТЕКУЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЙ ЧАСТИ Согласно закона РФ «О недрах» необходимо обеспечить «достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых». Согласно НК РФ полезным ископаемым является нефть обессоленная, обезвоженная и стабилизированная, т.е. нефть, которая появляется после подготовки добытого минерального сырья. Согласно ст. 339 НК РФ «Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод». Согласно ст. 342 НК РФ, дифференциация НДПИ возможна только «при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр». В ст. 339 регламентируется не учет, а определение количества добытого полезного ископаемого, что не равнозначно. Согласно «Правил охраны недр» России «Учет добычи нефти и газа осуществляется по данным коммерческих узлов учета. Оперативный учет по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера с учетом отработанного скважинами времени».

Информационное обеспечение проекта «НЕФТЕКОНТРОЛЬ» Информационная система Информационное поле - АРМ ЦДНГ Сбор и хранение данных в НГДУ Нагнетательные скважины Корпоративный контроль за разработкой месторождений Нефтеконтроль РФ Данные С и с т е м а ч е т а у Добывающие скважины ГЗУ С и с т е м а е р е н и я и з м ДНС,ТП 3

Алгоритмическое обеспечение «МЕГАТЕК» построено на основе «Временных рекомендаций по учету нефти в нефтедобывающих организациях 4

5 ДНС УПС СИКНС ГЗУ СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ И УЧЕТА НЕФТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ СИКН Объединенная СИКН ИС НГДУ Корпоративный центр обработки данных нефтегазодобывающего предприятия Диспетчерский пункт ЦДНГ УКПН ОАО «АК «Транснефть» СЧЕТЧИК Система учета массы нефти Система НЕФТЕ КОНТРОЛЬ РФ

6 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ИЗМЕРЕНИЯ ДЛЯ ЛЬГОТИРУЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ИС ПОРТАЛ МЕГА ТЕЛЕМЕТРИЯ ВЕГА СЕЛТЕК … Полевой уровень Цех НГДУ РУКОВОДСТВО Оперативная первичная информация Оперативная отчетность КОНСОЛИДАЦИЯ И АНАЛИТИКА ОТЧЕТНОСТЬ И АНАЛИТИКА Структура системы управления фондом скважины 28

8 Концепция «МЕГАТЕК» Возможности: - Повышение нефтеотдачи пластов путем своевременного выявления осложнений дренирования и их оперативного устранения - Оптимизация производительности оборудования и продуктивности скважин - Создание моделей и разработка на их основе оптимальной конфигурации интегрированной системы добычи - Прогнозирование поведения давно эксплуатируемых и вновь вводимых скважин, используя исторические базы данных -Централизованное управление большим количеством скважин с помощью систем дистанционного мониторинга и предупреждения - Повышение безопасности, снижение капитальных и эксплуатационных затрат

9 Преимущество системы МЕГАТЕК Надежное локальное управление технологическими объектами Объединение локальных систем в системы диспетчерского контроля и управления Автоматизированное обеспечение событийной информацией Управление технологическими процессами в автоматическом режиме и в режиме дистанционного контроля и управления Формирование базы данных параметров, событий и свойств технологических объектов Организация АРМ специалистов и обеспечение оперативной информацией о состоянии технологических объектов Обеспечение территориально независимого доступа к технологической информации

10 Техническое обеспечение АСУ ТП ЦДНГ «МЕГАТЕК»

Типовая схема автоматизации добывающей скважины 11 Добывающие скважины: Контроллер компании «ТРЕИ» - обеспечивает эксплуатацию добывающих скважин в режиме заданных забойных давлений, замер параметров работы скважины.

Типовая схема автоматизации скважины-акцептора 12 Нагнетательные скважины: Комплекс приборного, контроллерного и энергопитающего оборудования позволяет контролировать объем и давление закачки для оперативного выявления несоответствия

Типовая схема автоматизации скважины-акцептора при наличии электроэнергии 13

Типовая схема автоматизации скважины-акцептора при отсутствии электроэнергии 14

Скв Мачта для крепления антенны Солнечные модули MSW-175/80(24) Антивандальный ящик : Контроллер заряда Контроллер для передачи данных «Стандарт» Датчик давления Расходомер «Взлет ППД» Аккумуляторные батареи заглубленные на глубине 2 м. Комплект солнечной стации для питания приборов КИПиА на наганетательной скважине 15

Применение комбинированной установки на наганетательных скважинах Скв Мачта для крепления антенны Солнечные модули MSW-175/80(24) Антивандальный ящик : Контроллер заряда Преобразователь напряжения МАП-LCD 'Энергия', Контроллер для передачи данных «Стандарт» Датчик давления Расходомер «Взлет ППД» Аккумуляторные батареи HZY АЧ. – 2 шт. Ветрогенератор 1KW-24V WIND TURBINE 21

17 Комплексная автоматизация процессов измерения на ГЗУ

3 Технологическая схема компоновки ГНО скважин оборудованной кабельным глубинным комплексом СОЮЗ-Т-ФОТОН-К-03-2 Нижний пласт Глубинный прибор (Р,Т,R) (маном.термом.резистов.) Пакер Устройство герметичного перевода кабеля УГПК-02 Верхний пласт Защитные скобы с поясами Насос с БВК и импульсной трубкой Устройство герметичного вывода кабеля Глубинный прибор (Р,Т) (манометр, термометр) Интерфейсный блок Внедрение комплекса производится при ПРС совместно с внедрением установки для ОРЭ

Возможные компоновки ГНО для внедрения ГИК «АС.ЭМИС» Компоновка скважины при внутрискважинной перекачке жидкости (ВСП) ГИК «АС.ЭМИС» с вихревым расходомером и глубинными датчиками для замера Р, Т на выкиде насоса (под обратным клапаном) и в интервале закачки Пакер М1-Х Обратный клапан Пласт закачки ППД Кабель связи с приборами в армированной оболочке Устройство герметичного вывода кабеля УЭЦН Контроллер - интерфейсный блок Овершот СУ ЭЦН Штуцер отбойник Пласт "донор"

13 Кабельные глубинные комплексы позволяют: Получать информацию по давлению, температуре и удельному сопротивлению жидкости с нижнего подпакерного объекта разработки Получать информацию по давлению и температуре с верхнего надпакерного объекта разработки Контролировать параметры работы объектов разработки в реальном времени На основе полученных данных определять фильтрационные характеристики пластов Замерять пластовое давление и снимать КВД используя вынужденные простои скважины Основываясь на полученную информацию производить оптимизацию режимов работы скважин Отслеживать неучтенные простои скважин Обеспечивать соблюдение правил разработки нефтяных и газовых месторождений Одним из перспективных направлений применения кабельных глубинных комплексов является работа по гидропрослушиванию скважин.

Решаемые задачи 1. Регулирования заводнения на основе информации по по скважинной закачке пластовой воды (приемистость, давление закачки). 2. Эксплуатации добывающих скважин с нестабильным пластовым давлением в режиме заданных забойных давлений с дополнительным контролем их дебитов. 3. Подбора оптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин (забойное давление) и наганетательных скважин (изменение режимов эксплуатации). 4. Применение опережающих оперативных мер по оптимизации режимов эксплуатации добывающих и наганетательных скважин. 21

Q н 1 Р заб 1 Задание режима эксплуатации скважин Решение оптимизационной задачи 22 Q н 2 Р заб 2 Q н 3 Р заб 3 Геолог Критерии управления (показатели эффективности) Технологические ограничения Ресурсные ограничения ЗАДАЧА ОПТИМИЗАЦИИ ЦЕЛЬ: Повышение эффективности эксплуатации участка месторождения скважинами Технологический режим Гидродинамическое взаимовлияние скважин (интерференция) Участок месторождения (группа скважин)

Время, мес Q реж Q, т/сут Частота исследований Потери нефти Рпл Рзаб Корректирующие действия по доб. и наган. фонду 2-2,5 мес 2,5-4,5 мес Сокращаемые потери нефти - текущая периодичность исследований - реализованная частота исследований потери приема и обработки информации период восстановления дебита Результаты проекта: Изменение схемы управления работой фонда скважин (новая схема) 30

38 АСУ ТП ДНС Интеграция с корпоративной системой «Мега» позволяет удалённо осуществлять мониторинг работы ДНС и производить управление

25 Допустимая относительная погрешность измерения количества нефти при помощи СИКН: - массы брутто нефти, % + 0,25 - массы нетто нефти, % + 0,35 СИКН представляет собой комплекс средств измерений, сбора и обработки информации, регистрации результатов измерений, технологического оборудования и трубопроводной арматуры. Сдача нефти осуществляется по первой группе со следующими показателями: массовая доля воды – не более 0,5%; массовая концентрация хлористых солей – не более 100 мг/дм 3 ; массовая доля механических примесей – не более 0,05 %; давление насыщенных паров – не более 66,7 к Па; массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°С – не более 10 млн. -1. согласно ГОСТ Р

26 Инструменты, результаты и эффекты применения концепции «МЕГАТЕК»

27 ОЖИДАЕМЫЙ РЕЗУЛЬТАТ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА «МЕГАТЕК» Обеспечение достоверного учета добываемой нефти по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам. Учитывание индивидуальных свойств добываемой скважинной жидкости, технологии ее транспортировки и подготовки. Обеспечение полной прозрачности для целей администрирования процессов нефтедобычи государственными органами.

28 ПРЕДЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ БАЗИСНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ В НК РФ внести дополнение по возможности использования для прямого учета нефти прямых и косвенных методов измерения. Ввести в нормативную документацию по учету нефти понятие системы прямого учета массы нефти. Необходимо максимально сблизить терминологию Налогового кодекса и другой нормативной документации, для чего предлагается рассмотреть возможность применения к добываемой нефтяными компаниями скважинной жидкости термина «минеральное углеводородное сырье». В целом необходимо подготовить стандарт по терминологии в нефтяной промышленности.