1 / 28

НЕФТЕКОНТРОЛЬ

НЕФТЕКОНТРОЛЬ. НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ «МЕГАТЕК». ТЕКУЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЙ ЧАСТИ.

yvonne
Télécharger la présentation

НЕФТЕКОНТРОЛЬ

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. 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».

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

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

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

  6. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ИЗМЕРЕНИЯ ДЛЯ ЛЬГОТИРУЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

  7. 28 Структура системы управления фондом скважины РУКОВОДСТВО ОТЧЕТНОСТЬ И АНАЛИТИКА ПОРТАЛ НГДУ КОНСОЛИДАЦИЯ И АНАЛИТИКА ИС Цех Оперативная отчетность ИС Полевой уровень Оперативная первичная информация … СЕЛТЕК ВЕГА МЕГА ТЕЛЕМЕТРИЯ

  8. 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. 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. 10 Техническое обеспечение АСУ ТП ЦДНГ «МЕГАТЕК»

  11. 11 Типовая схема автоматизации добывающей скважины Добывающие скважины: Контроллер компании «ТРЕИ» - обеспечивает эксплуатацию добывающих скважин в режиме заданных забойных давлений, замер параметров работы скважины. Мачта АФУ СУ МЕГА Датчик нагрузки Модернизированные винты ШВ (без резьбы для подъема траверс) Датчик положения Зажим полированного штока Датчик числа оборотов эл. двигателя Датчик давления

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

  13. 13 Типовая схема автоматизации скважины-акцептора при наличии электроэнергии

  14. 14 Типовая схема автоматизации скважины-акцептора при отсутствии электроэнергии

  15. 15 Комплект солнечной стации для питания приборов КИПиА на нагнетательной скважине Скв.21744 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.

  16. 21 Применение комбинированной установки на нагнетательных скважинах Скв.21744 Мачта для крепления антенны Ветрогенератор 1KW-24V WIND TURBINE 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 12-230 230АЧ. – 2 шт.

  17. 17 Комплексная автоматизация процессов измерения на ГЗУ

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

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

  20. 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.

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

  22. 22 Задание режима эксплуатации скважин Решение оптимизационной задачи Участок месторождения (группа скважин) Критерии управления (показатели эффективности) Технологический режим ЗАДАЧА ОПТИМИЗАЦИИ ЦЕЛЬ: Повышение эффективности эксплуатации участка месторождения скважинами Qн1 Рзаб1 Технологические ограничения Qн2 Рзаб2 Геолог Qн3 Рзаб3 Ресурсные ограничения Гидродинамическое взаимовлияние скважин (интерференция)

  23. 30 Результатыпроекта: Изменение схемы управления работой фонда скважин (новая схема) Корректирующие действия по доб. и нагн. фонду Частота исследований Q, т/сут Q реж Рпл Рзаб Сокращаемые потери нефти Потери нефти потери приема и обработки информации 2-2,5 мес 2,5-4,5 мес период восстановления дебита Время, мес 1943 1994 2005 - текущая периодичность исследований - реализованная частота исследований

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

  25. 25 Системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) СИКН представляет собой комплекс средств измерений, сбора и обработки информации, регистрации результатов измерений, технологического оборудования и трубопроводной арматуры. Допустимая относительная погрешность измерения количества нефти при помощи СИКН: - массы брутто нефти, % + 0,25 - массы нетто нефти, % + 0,35 • Сдача нефти осуществляется по первой группе со следующими показателями: • массовая доля воды – не более 0,5%; • массовая концентрация хлористых солей – не более 100 мг/дм3; • массовая доля механических примесей – не более 0,05 %; • давление насыщенных паров – не более 66,7 кПа; • массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°С – не более 10 млн.-1. согласно ГОСТ Р 8.51858

  26. 26 Инструменты, результаты и эффекты применения концепции «МЕГАТЕК»

  27. 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. ОЖИДАЕМЫЙ РЕЗУЛЬТАТ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА «МЕГАТЕК»

  28. 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. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ БАЗИСНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ

More Related