Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 359

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

ТАБЛИЦА XX.4

 

ОБЪЕКТОВ

ЗА 15

ЛЕТ

 

 

 

 

ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

 

 

 

 

 

 

Пласт I

 

 

Пласт II+III

 

Показатели

 

Плотность сетки, га/скв

 

Плотность скважин, га/скв

 

 

 

 

 

 

34

68

136

 

23

34

68

136

23

Накопленная добыча нефти, млн. т

89,5

77,11

52,47

31,30

89,5

77,11

52,47

31,30

Накопленная добыча жидкости, млн. т

131,15

100,01

60,64

33,56

131,15

100,01

60,64

33,56

Закачка воды, млн. м3

163,4

130,84

81,70

46,30

163,4

130,84

81,70

46,30

Среднегодовая добыча нефти, млн. т

5,97

5,16

3,50

2,09

5,97

5,16

3,50

2,09

Среднегодовая добыча жидкости, млн. т

8,74

6,74

4,04

2,24

8,74

6,74

4,04

2,24

Среднегодовая закачка воды, млн. м3

10,89

8,72

5,45

3,09

10,89

8,72

5,45

3,09

Число пробуренных нефтяных скважин

1200

800

400

200

1200

800

400

200

;!исло пробуренных нагнетательных сква­

400

267

133

67

400

267

133

67

жин

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднегодовое число отработанных скважи-

1080

720

360

180

1080

720

360

180

но-лет по нефтяным скважинам

 

 

 

 

 

 

 

 

Среднегодовое число отработанных скважи-

360

240

120

60

360

240

120

60

но-лет по нагнетательным скважинам

 

 

 

 

 

 

 

 

ГО


ТАБЛИЦА XX.5

 

 

 

 

ПРИВЕДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ ПО ВАРИАНТАМ РАЗРАБОТКИ

 

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

ОБЪЕКТОВ ЗА 15 ЛЕТ,

РУБ/Т

 

Эксплуатационный объект

 

Плотность сетки скважин, га/скв

 

23

34

68

136

 

 

Пласт

I

9,83

8,68

7,43

7,81

Пласт

II

17,70

16,28

15,02

16,88

Пласт

III

17,70

16,28

15,02

16,88

Пласты II+III

9,83

8,68

7,43

7,81

Дифференцируя данные уравнения, получим формулы для определения при­ веденных затрат на приращение 1 т добычи нефти от проектируемого уровня за 15 лет:

для

пласта

I

(/73)' =

122,8е°*022С?о,022;

для

пласта

II

(Я3)' =

146,2е°•0378£?о,0378;

для

пласта

III

(Я3)' =

146,2е°,0378Q0,0378;

для

пластов

II + III

(Я3)' =

122,8e°'°22Q0,022.

Допустим теперь, что рассматриваемое трехпластовое месторождение пре­ дусматривается разрабатывать самостоятельными сетками скважин на каждый пласт и чтодобыча нефти за 15лет по каждому пласту равна добыче нефти с анало­ гичных однопластовых месторождений, эксплуатируемых отдельными НГДУ, и каждое НГДУ разрабатывает только по одному месторождению. Приведенные затраты на приращение 1т нефти составляют 10 руб. Тогда оптимальные отборы нефти с пластов (месторождений) за 15 лет будут 59; 15 и 15 млн. т. Эти данные можно установить путем решения следующих уравнений:

122,8е°’022<?0,022 = 10;

=

59,

146,2е°'°378<г0,0378 =

10;

Qa =

15,

146,2е°'°378<?0,0378 =

10;

Q3 =

15.

В табл. XX.6 приведеныданные, характеризующие добычу нефти по объектам при затратах на приращение 1т нефти, равных 7, 10 и 11 руб., для трех и двух сеток скважин.

Исходя из зависимости технологических показателей разработки эксплуата­ ционных объектов за 15 лет от плотности сетки скважин на объектах, установлен­ ной на базе гидродинамических расчетов, определяется зависимость суммарных приведенных затрат в разработку многопластового месторождения от проекти­ руемого на нем уровня добычи нефти за 15 лет. В результате математической обработки соответствующих данных можно установить суммарные приведенные затраты Я3 от уровня добычи нефти по месторождению Q:

для трех сеток скважин

Я3 = 183,4e°’0148Q;

для двух сеток скважин

Я8 = 222,3e0l01069Q.

428


ТАБЛИЦА ХХ.6 ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ ДОБЫЧУ НЕФТИ ПО ОБЪЕКТАМ

 

 

 

Три1сетки скважин

 

 

Две сетки скважин

 

Показатели

 

Пласт (объект)

 

 

 

Пласт (объект)

 

I

 

 

 

 

 

Ито­

 

 

 

П +

 

Ито­

 

 

 

 

II

 

in

 

 

I

 

 

 

 

 

 

 

 

го

 

 

+ III

 

го

 

 

 

 

 

 

(ЛзУ =

7 руб.

 

 

 

 

 

 

Добыча нефти,

млн. т

43

|1

6

|

е

|

55

I

43

|

43

 

86

 

 

 

 

 

 

(П3У

10

руб.

 

 

 

 

 

 

Добыча

нефти,

млн. т

59

I

15

I1

15

|

89

|

59

|

59

|

118

 

 

 

 

 

 

(П3у

И

руб.

 

 

 

 

 

Добыча

нефти,

млн. т

63

|

18

1

18

1

99

|1

63

|1

63

|

126

Дифференцируя эти уравнения, получим следующие формулы для определе­ ния приведенных затрат на приращение 1 т нефти по месторождению в целом за 15 лет:

(П3у = 183,4е°'0148(?0,0148;

(П3)' = 222,Зе°’01039,?0,01069.

Как увидим позже, указанные аналитические выражения суммарных приве­ денных затрат и затрат на приращение 1т нефти от проектируемых уровней добычи нефти по месторождению в целом, полученные в условиях оптимального распреде­ ления отборов нефти по эксплуатационным объектам, являются основой для опре­ деления рационального варианта разработки многопластового нефтяного место­ рождения. Зная добычу нефти по эксплуатационным объектам, легко определить технологические показатели, соответствующие оптимальному объемудобычи нефти по эксплуатационным объектам и многопластовому месторождению в целом.

§ 3. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При экономическом обосновании системы разработки нефтяного месторожде­ ния главное заключается в выборе рационального варианта, обеспечивающего наибольший экономический эффект в соответствии с принятым критерием и пе­ риодом оценки. Целесообразно принимать 15-летний период, имеющий первосте­ пенное значение для решения важнейших социально-экономических и полити­

ческих задач в стране.

Методика выбора варианта с позиций отрасли характеризуется следующими

положениями:

а) экономическое обоснование и выбор варианта осуществляется в условиях получения равной добычи нефти по вариантам за равные сроки;

б) равенство добычи нефти по вариантам за рассматриваемый срок обеспечи­ вается условным вводом в эксплуатацию одновременно с анализируемым место­

рождением дополнительных площадей; в) при расчете экономических показателей учитываются реальные и ожидае­

мые условия развития отрасли и особенности разработки анализируемого место­

рождения; г) приведенные затраты рассчитываются с учетом геологоразведочных затрат

на подготовку нефтяных запасов как в себестоимости, так и в удельных капиталь­ ных вложениях;

429


д) приведенные затраты рассчитываются по остаточной стоимости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуатации).

Выравнивание добычи нефти по вариантам за принятый период оценки проводится в следующей последовательности:

определяется разность в добыче нефти между базисным (вариант сетки с наи­ большей добычей нефти) и другими вариантами разработки месторождения за анализируемый период (AQ);

определяются отраслевые капитальные вложения (включая вложения в геоло­ гопоисковые и геологоразведочные работы), приходящиеся на одну новую нефтя­ ную скважину, в конце анализируемого периода (Ск);

находится начальная производительность (qx) новых скважин (в расчете на условный год), вводимых в эксплуатацию в конце оптимизационного периода, и годовой коэффициент изменения добычи нефти в среднем по отрасли (а);

рассчитывается добыча нефти (AQ'), которую можно получить в течение рас­ сматриваемого периода из новой скважины в соответствии с начальной производи­ тельностью скважин (<7Х) и годовым коэффициентом изменения добычи нефти (a)t

AQ' = <7i (1 — а т) (XX.8)

где Т — период оценки, годы;

определяется необходимое число новых скважин (N) для обеспечения недо­ стающей (по вариантам) добычи нефти (AQ), исходя из объема добычи нефти,

приходящейся на одну новую скважину (AQ'),

 

N

AQ

(XX.9)

AQ'

 

 

Расчет затрат, соответствующих дополнительной добыче нефти (AQ), прово­ дится в следующем порядке:

а) рассматриваются дополнительные капитальные вложения (AKi) для обеспе чения недостающей по вариантам (за исследуемый период) добычи нефти (AQ'

AKi —CKN; (XX.loj

б) при расчете себестоимости дополнительной добычи нефти предусматрива­ ется распределение (для упрощения расчетов) эксплуатационных расходов на три составные части — амортизацию основных фондов, геологоразведочные затраты и прочие расходы.

Исчисление амортизации основных фондов проводится, исходя из капиталь­ ных вложений в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов и среднего срока службы основных фондов, принимаемого равным 15 годам. В этом случае амортизация (Л) основных фондов, полученных за счет капитальных вложений в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов на дополнительных пло­

щадях, за 15 лет будет равна капитальным вложениям на эти цели:

 

A = C'KN,

(XX.11)

где С'к — капитальные вложения в эксплуатационное бурение и обустройство

промыслов, приходящиеся на 1 новую добывающую скважину в отрасли в конце

анализируемого периода.

Геологоразведочные затраты (Р), возмещаемые в себестоимости добычи нефти

на дополнительных площадях,

 

Р =

(XX.12)

где С* — стоимость подготовки 1 т геологических запасов по отрасли

в конце

рассматриваемого периода; ц — коэффициент нефтеотдачи по отрасли.

 

430


Расчет прочих расходов осуществляется, исходя из их зависимости от дебитов скважин, установленной в процессе анализа соответствующих среднеотраслевых показателей за ряд лет,

У = aq~b,

(XX.13

)

где у — среднеотраслевая себестоимость добычи 1т нефти (без учета амортизации основных фондов и затрат на геологоразведочные работы); q — дебит на отрабо­ танный скважино-год; а, b — параметры уравнения.

После преобразования этого выражения прочие затраты (3i), связанные с до­ полнительной добычей нефти в первый год рассматриваемого периода, составят

3 [= a q ^ bN.

 

(XX. 14)

 

 

 

Т

 

Тогда аналогичные затраты £

3\ за рассматриваемый период (Т) с учетом измене-

ния дебитов во времени

1

 

 

 

 

3\

3 [ ( \ - R T)

 

(XX.15)

s

1- R

 

 

где R = al~b

Суммируя перечисленные затраты, получим полные издержки (Я), обусловленные добычей недостающей по вариантам нефти:

т

 

И =А + Р + 2 3\.

(XX.16)

1

 

В соответствии с положением марксистской политэкономии, что стоимость товара в тот или иной момент определяется общественно необходимыми затратами труда на его воспроизводство в этот момент, расходы на подготовку запасов нефти как на анализируемом месторождении, так и на дополнительных площадях при проектировании систем разработки должны учитываться по оценкам будущего периода. Различие лишь заключается в том, что стоимость подготовки 1т геологи­ ческих запасов нефти на рассматриваемом месторождении принимается на уровне среднеотраслевых затрат за перспективный период в целом, а на дополнительных площадях — равной затратам на подготовку 1 т геологических запасов нефти в стране в конце перспективного периода. Это различие в подходе к оценке геолого­ разведочных затрат на анализируемом месторождении и на дополнительных площадях обусловлено повышенной потребностью в геологоразведочных работах для обеспечения перспективного плана добычи нефти при низких темпах разра­ ботки месторождений и возрастающими со временем затратами на подготовку 1 т запасов.

Начисления на капитальные вложения (ЕК в формуле приведенных затрат), учитываемые при расчете приведенных затрат в добыче недостающей нефти (AQ), определяют следующим образом.

1. Начисления на капитальные вложения в создание основных фондов рассчитывают в соответствии с остаточной стоимостью фондов в том или ином году и нормативным коэффициентом эффективности (в расчете исходим из 15-летнего срока амортизации скважин и прочих основных средств).

Размер начислений, определенных за 15 лет и более, будет равен восьмикрат­ ной стоимости основных фондов, умноженной на нормативный коэффициент эффек­ тивности, т. е. 8C'KNE.

2. Начисления на вложения в поиски и подготовку запасов по годам рассчи­ тывают, исходя из нормативного коэффициента эффективности и неизвлеченных промышленных запасов и соответствующих им не возмещенных в себестоимости добычи нефти геологоразведочных затрат к началу того или иного года.

431