Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

ницаемости для воды в обводненной зоне пласта на разные моменты

Тогда изменение во времени суммарного потребного объема закачиваемой воды составит

Q сум ( 0 = <?в ( t ) + (?ут (*)>

или в единицу времени имеем

с потребным числом нагнетательных скважин пя и их приемистостью по воде qB связывается очевидным соотношением

298

Согласно методу Ю. П. Борисова, расстояние между скважинами в 2о «сворачивается» в окружность радиусом гк и давление на рас­ стоянии гк принимается равным давлению р (Re). Тогда уравнение «оттока» для одной нагнетательной скважины записывается в виде:

Здесь а — коэффициент фильтрационного сопротивления для зоны пласта с радиусом гк; приближенно а может быть принято равным коэффициенту А, определяемому по данным исследования скважин при установившихся закачках воды.

При известных зависимостях (12) и (20) уравнение (21) позволяет установить зависимость изменения во времени забойного давления в нагнетательных скважинах, которая будет обеспечивать требуемую приемистость скважин (20).

Если приемистость скважин ограничена, то из (19) определяется увеличение во времени необходимого числа нагнетательных скважин

пя = пи (t),

а с использованием (21) — требуемые значения давления нагнетания на забоях скважин.

Коэффициенты газоотдачи по каждому варианту разработки

в газонасыщенной и обводненной зонах пласта на момент окончания разработки месторождения.

При известном значении коэффициента газоотдачи р не пред­ ставляет затруднений оценить коэффициент конденсатоотдачи пла­ ста [81].

§ 7. Определение экономической эффективности разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления

Эффективность поддержания пластового давления на газоконден­ сатном месторождении зависит от ряда факторов: начального содер­ жания конденсата в газе, коэффициентов конечной газо- и конденса­ тоотдачи, продолжительности периода поддержания давления, числа

иместорасположения эксплуатационных и нагнетательных скважин

идругих факторов.

Экономическую эффективность способов разработки газоконден­ сатных месторождений оценивают по методике, изложенной в ра­ боте [16].

Наиболее выгодным способом разработки месторождения среди сравниваемых считается тот, при котором показатель народнохозяй­

299

ственного эффекта будет максимальным. Этот показатель рекомен­ дуется определять по следующей формуле:

и конденсата) и осуществления затрат; Т — полный срок разработки по варианту; t — порядковый номер года разработки.

Показатель типа (1) известен в экономической литературе как критерий «максимум эффекта». Его использование всегда необходимо при экономической оценки таких вариантов, по которым неодинаковы объем и распределение во времени выпускаемой продукции. Именно к таким вариантам относятся и способы разработки газоконденсатных месторождений, так как для них характерны резкие различия в сум­ марном объеме добываемого конденсата и сроках извлечения запасов газа.

Очень важными параметрами критерия «максимум эффекта» являются показатели стоимостной оценки газа и конденсата (Рт

иРк). Для того чтобы оценка данных продуктов действительно приближалась к народнохозяйственной, необходимо прежде всего установить их конечную стоимость у потребителей. Известно, что конденсат в конечном итоге потребляется в виде различных продук­ тов, полученных путем его переработки (моторные топлива и нефте­ химическая продукция). Поэтому, рассчитав выход товарных про­ дуктов при переработке 1 т конденсата, можно путем умножения выходов на соответствующую цену промышленности получить оценку конденсата у потребителей. Разница же между полученной величиной

изатратами на переработку, транспорт конденсата и готовой продук­ ции будет представлять собой оценку конденсата в пункте его добычи, позволяющую вместе с тем полностью учесть и эффект у потребителя. Определяемый таким образом показатель и следует применять в рас­

четах по формуле (1). Установлено, что значение Рк в зависимости от состава конденсата колеблется в пределах 45—55 руб./т.

Почти для каждого экономического района СССР в настоящее время путем оптимизации топливно-энергетического баланса страны определены «замыкающие затраты» на использование газа. Они значительно точнее, чем другие известные показатели (в том числе и цены промышленности), отражают действительные народнохозяй­ ственные затраты на использование этого ценного вида топлива, так

300

как учитывают горную ренту (экономия затрат на добычу), ренту местоположения (экономия затрат на транспорт) и ренту качества (экономия при использовании).

Если известны предполагаемый район использования газа рас­ сматриваемого газоконденсатного месторождения, соответствующий уровень «замыкающих затрат» по газу, а также затраты на транспорт газа от месторождения до района использования, то оценка газа в пункте добычи определяется разницей между «замыкающими затра­ тами» и затратами на дальний транспорт. Например, если «замыкаю­ щие затраты» на использование газа в районе равны 20 руб./1000 м3, приведенные затраты на транспорт газа из г-го газоконденсатного месторождения — 6 руб./1000 м3, то оценка газа в районе i-ro место­ рождения будет равна 20 — 6 = 14 руб./1000 м3.

Как следует из формулы (1), показатели реализации газа и конден­ сата и затраты на их добычу необходимо рассчитывать за полный срок эксплуатации Т, так как только таким образом при сопоставле­ нии способов разработки можно учесть все различия в объемах и сроках добычи газа и конденсата. Составляющая формулы (1), заключенная в квадратные скобки, представляет собой выражение для определения затрат на добычу за полный срок разработки. При расчете капиталовложений и эксплуатационных расходов следует применять укрупненные нормативные показатели.

Сравнивать способы разработки по показателю народнохозяй­ ственного эффекта целесообразнее при условии равенства капитало­ вложений в добычу газа и конденсата по всем рассматриваемым вариантам. В этом случае все другие основные показатели разработки (объемы годовой добычи газа и конденсата, число нагнетательных и эксплуатационных скважин, число компрессоров для закачки, сроки разработки) являются производными от постоянной величины вложений, а различия в значениях этих показателей будут обусло­ вливаться только способом использования пластовой энергии. В этом смысле достигается сопоставимость сравниваемых вариантов.

Рассмотрим на примере гипотетического газоконденсатного месторождения выбор возможного способа его разработки.

Залежь характеризуется следующими данными: запасы газа 18,7 млрд, м3, запасы конденсата при его начальном содержании в газе в 400 г/м3 — 7,5 млн. т, начальное пластовое давление 356 кгс/см2, глубина залегания 3200—3600 м, средний начальный рабочий дебит эксплуатационных скважин 400 тыс. м3/сут, приемистость нагнетательных скважин 1200 тыс. м3/сут.

Рассматриваются два возможных способа разработки: обычная разработка на истощение и с поддержанием пластового давления на начальном уровне путем обратной закачки газа (сайклинг-процесс).

При обратной закачке газа объем закачиваемого газа до момента его прорыва к забоям эксплуатационных скважин составляет 8 млрд. м3. Конденсатоотдача за полный срок разработки при рециркуляции газа равна 70% *, при разработке

1 Добыча конденсата после прорыва сухого газа в эксплуатационные сква­ жины снижается во времени. В зависимости от продолжительности периода закачки сухого газа получаются различные коэффициенты конденсатоотдачи. Поэтому рассматриваются подварианты по продолжительности периода рецир­ куляции газа.

301