Тогда годовую добычу нефти по предприятию |
определим по формуле- |
(VI 11.27) т.'е. |
|
<7„ = 2-104-990-0,95-}- 1,9-104-25 = 19,285 10е т/год. |
|
П р и м е р VIII.2. На планируемый период в 20 |
лет нефтедобывающему |
объединению установлен план бурения скважин, составляющий 10® м/год. Средняя глубина скважин Н =2000 м. Вводят в разработку месторождения с неоднородными коллекторами, так что конечная нефтеотдача г]к будет сильно зависеть от параметра плотности сетки скважин, а именно
— 2 -1 0 - в 5 „
Лк= 0,5е Средние параметры нефтеносных коллекторов месторождений, вводимых в раз
работку: пористость |
т = 0 ,2 ; |
нефтенасыщенность |
?но = 0 ,9 ; средняя толщина |
|
пласта й=10 |
м; плотность нефти ра=0,85 т/м* Средний дебит скважин qc= |
|||
= 104 т/год. Эффективность |
разведочного бурения |
по геологическим запасам |
||
£ V p= 400 т/м. |
|
|
|
|
Темп разработки каждого отдельного месторождения изменяется по зако |
||||
ну, формула которого имеет вид |
|
|||
2 (0 = X8/ ё~М; |
X = ezmax. |
|
||
Требуется определить на планируемый период в 20 лет, используя модель |
||||
подсистемы |
разведка — разработка, оптимальное |
распределение метража в |
||
разведочное и эксплуатационное бурение и оптимальный параметр плотности сетки скважин 5 Сопт на месторождениях, которые будут введены в разработку в предстоящие 20 лет.
Оптимальным будем считать такое распределение метража в разведочное- и эксплуатационное бурение и такой параметр плотности сетки скважин, при которых накопленная добыча QHза двадцатилетний срок будет максимальной.
На основе формулы (VIII.15) при /(/) = С= 10е- м/год—const имеем
Я£гр 4“ Дд^с
В соответствии с формулой (VIII. 17) получим
_^+aSc
Яс е
Дд^сЧЪ
При g0=const имеем из (VIII.3)
[ ( 1 - г ) е->- <'-*>d x = g „ H — |
(1 +»)]. |
6
Для накопленной добычи нефти за планируемый период t имеем
Т
Q ,= J ? „ W ^ = go[ 7 - A + eT-«(7+JL)j.
О
(V III-28)*
(VHI.29)
(Vin.30>
(Vin.3i)
По формуле (VI 11.31) можно вычислять накопленную добычу при любом значении планируемого срока t и величины X, а значит, и Sc. Например, при 5 с=25-104 м8/скв для 1=20 лет
104еИ-2-10-«-25.|04 |
1 |
|
х = 10-0,2-0,85-0,85-25-Ю^О,5 = 0,2481 |
||
год |
2 9 7
|
1,445-0,5■400-10е-25-10^ е |
— 2-10—в-25-10* |
= 37,74-100 т/год; |
|
■go = |
|
|||
2000-400+ 1,445-25-104 |
|
|||
«?„= 37,74.10» [20---- 5^81 |
Ье"°’2ш,20 (гО + ^щ ёг)] = 458-10» т. |
|||
Аналогичным образом вычислим QHпри Sc=30-104 м2/скв. Имеем |
||||
:Я = 0,2285 — ; |
g0= 38,57 -106 т/год; |
|||
|
год |
&и |
|
|
•QH= 445,3 -10е т. |
|
|
|
|
Таким образом, при увеличении Sc с 25 -104 до 30 - 104 м2/скв накопленная |
||||
добыча нефти уменьшается. Чтобы выявить |
характер зависимости QH от 5 С, |
|||
определим Qa при 5 с=15-104 м2/скв. Имеем |
|
|||
|
1 Q^ I + 2 -Ю- e - 15-104 |
|
{ |
|
у = |
1,445-15-104-0,5 |
= 0 -3385 |
7од” ; |
|
|
|
- 2 - 10-е-15-104 |
|
|
|
1,445-0,5-400- 10е-15- 104е |
|
= 31,5910е т/год; |
|
g 0 = ' |
0,8•106 + |
1,445•15■104 |
||
* Q H =
31,59-10® [2 0 - |
+ е-°,»*»•*> ( 20 + - 5 ^ 3 5 - ) ] = 446-10" т. |
Как видно из приведенных расчетов, накопленная добыча нефти умень
шается |
с увеличением параметра плотности сетки скважин |
5 С от |
25 |
• 104 |
до |
30-104 |
м2/скв. Она также уменьшается с уменьшением |
Sc от |
25 |
-104 |
до |
15-104 м2/скв. Следовательно, при определенном значении Sc, находящемся в пределах 15-104< S c-<25-104 м2/скв, должна быть максимальная накопленная добыча нефти. На рис. 139 по результатам приведенных и аналогичных им вычислений для рассматриваемого примера дана зависимость Q„ от Sc при сроке планирования 1=20 лет. Как видно из рисунка, кривая Q H= Q H(S c)
имеет максимум при Sc«20-104 м2/скв. Это значение Sc считаем оптимальным. Определим при 5 с= 5 с0пт ежегодный метраж разведочного и эксплуата ционного бурения. Из формулы (VIII.7) имеем для эксплуатационного метра
жа /э(0 следующее выражение:
_ £ ГРHf(t)
/э (0 = НЕТр + ап5с
Соответственно разведочный метраж определяется следующим образом:
anScf (0
НЕгр + anSc
Поскольку в данном примере суммарный годовой метраж постоянный, т. е. /(О = 5 = 106 м/год, то и эксплуатационный Сэ и разведочный Ср годовые метражн бурения также постоянны.
ЕгрНС
Я£ гр + ап5с
£_____аП$сС___
р_ HErp + anSc ‘
Из приведенных формул получим
Сэ ЕгРН 400-2000
Ср = anSc = 1,445-20-104 = 2 -77-
Отсюда Сэ = 0,735-10б м/год, Ср=0,265-106 м/год.
298
§ 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИИ
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и ма териальных ресурсов не только в их натуральном виде, но и в денежном выражении. Полную оценку различных вариантов разработки каждого отдельного нефтяного месторождения и развития нефятной промышленонсти в стране или в регионе в целом можно осуществить с использованием как натуральных показателей геологоразведочных работ, разработки месторож дений и добычи нефти, так и комплекса экономических и тех нико-экономических показателей, исчисляемых в денежных, денежно-натуральных или натуральных единицах (рубль на тонну нефти, рубль на метр проходки, тонна нефти на одного работника и т. д.).
В технологических схемах и проектах разработки нефтяных месторождений используют следующие главные экономические показатели:
1)капитальные вложения;
2)удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти и
1т новой мощности;
3)текущие затраты, без затрат на амортизацию основных фондов;
4)эксплуатационные затраты, включая затраты на аморти зацию основных фондов;
5)себестоимость продукции;
6)прибыль;
7)экономический эффект.
При необходимости более детального анализа вариантов разработки нефтяных месторождений определяются также сле дующие показатели экономической эффективности производст ва:
1) |
производительность труда; |
|
|
|
|
|
||||
2) |
приведенные затраты; |
|
QJ50_0н,Л7г |
|
|
|
||||
3) |
фондоотдача. |
|
|
|
|
|
|
|
||
При |
планировании развития |
|
|
|
|
|
||||
нефтяной промышленности в стра ' |
|
|
|
|
||||||
не или в регионе можно использо |
|
|
|
|
|
|||||
вать все перечисленные экономичеQM0 |
|
|
|
|
||||||
ские показатели. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Капитальные вложения — это |
за |
10 |
15 |
20 |
25 |
|
||||
траты |
труда и материальных |
ре |
|
|
|
|
|
|||
сурсов в денежном выражении на |
|
|
|
|
|
|||||
создание |
основных |
фондов нефте |
Рис. |
139. |
Зависимость |
каков |
||||
газодобывающих предприятий, |
т. е. |
|||||||||
ленной добычи нефти от пара |
||||||||||
затраты на бурение скважин, стро |
метра |
плотности |
сетки |
сква- |
||||||
ительство |
объектов |
промыслового |
жни |
|
|
|
|
|||
транспорта нефти, сепарации углеводородов, газобензиновых заводов, установок по обезвоживанию, обессоливанию и де эмульсии добываемой продукции, очистке технологической во ды и ее утилизации, установок по воздействию на пласт с целью повышения извлечения нефти и интенсификации ее добы чи, электроснабжению, автоматизации производства и т. д.
Структура основных фондов многих нефтедобывающих предприятий СССР такова, что 60—70% стоимости их состав ляют скважины. Поэтому при приближенных оценках капиталь ных вложений можно, зная стоимость одной скважины на i-м
объекте разработки |
S CKB /, ч и с л о скважин |
на объекте т, а так |
же коэффициент сц |
пропорциональности |
стоимости основных |
фондов и стоимости скважин, определить капитальные вложе
ния Кв в т объектов, |
разрабатываемых |
нефтедобывающим |
предприятием, по простой формуле |
|
|
т |
|
|
Л . = 2 ° А к ..« < - |
|
(VIH.32) |
1 |
|
|
В проектных расчетах капитальные вложения следует опре |
||
делять по отдельным |
видам оборудования |
и строительно-мон |
тажным работам. |
|
|
При этом следует учитывать, что стоимость сооружений и оборудования, входящих в основные фонды нефтедобывающих предприятий, может зависеть от различных параметров систе мы разработки и технологических показателей. Так, стоимость всех скважин, естественно, определяется стоимостью одной скважины и их числом. В основном от числа скважин зависит стоимость систем сбора и транспорта добываемой продукции, кроме сооружений по первичной переработке добываемой про дукции, т. е. сепарации углеводородов, обезвоживанию обессо ливанию и деэмульсации нефти. Стоимость этих последних со оружений зависит от текущей добычи нефти, воды и газа.
Капитальные вложения при проектировании разработки нефтяных месторождений определяют на основе сметной стои мости бурения скважин и нормативов капитальных вложений, устанавливаемых общеотраслевыми документами. Индивиду альные нормативы на виды сооружений, используемых в усло виях данного конкретного месторождения, устанавливают спе циально на основе анализа фактических капитальных вложений в эти сооружения за последние годы.
У д е л ь н ы е к а п и т а л ь н ы е в л о ж е н и я на к а ж д ы й г о д разработки месторождения — отношение накоплен ных капитальных вложений к годовой добыче нефти.
У д е л ь н ы е к а п и т а л ь н ы е в л о ж е н и я на о д н у т о н н у новой мощности — отношение капитальных вложений за некоторый период времени к расчетной добыче новых сква жин за этот период времени.
Текущие затраты бывают двух видов. Одни зависят в ос
300
новном от объема текущей добычи нефти, воды и газа, другие же определяются главным образом числом скважин. В основ ном от уровня добычи нефти, газа и воды зависят затраты энергии на механизированную добычу, транспорт и первичную переработку нефти. От объема текущей закачки в пласт ве ществ с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации до бычи нефти зависит стоимость эксплуатации сооружений по воз действию на пласт.
В эксплуатационные затраты входят текущие затраты и амортизационные отчисления от стоимости основных фондов.
Для различных видов сооружений и оборудования, состав ляющих основные фонды, установлены нормативные сроки амортизации, в течение которых вся стоимость этих сооружений п оборудования, включая их капитальный ремонт, должна пе рейти в эксплуатационные затраты и в конечном счете, войти в себестоимость добываемых нефти и газа.
При расчете суммируют эксплуатационные затраты на:
1)амортизацию добывающих и нагнетательных скважин 5ь
2)амортизацию объектов промыслового обустройства S2;
3)обслуживание скважин 53;
4)энергию на механизированную добычу жидкости 54;
5)воздействие на пласт с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти S5;
6)сбор и транспорт нефти и газа 56;
7)сепарацию углеводородов, обезвоживание и обессолива ние нефти 5 7;
8)общепроизводственные расходы 58;
9)отчисления на геологоразведочные работы 5Э.
Затраты на текущий ремонт входят в затраты на обслужива ние скважин 53.
Таким образом, годовые эксплуатационные затраты S3 от ражают сумму указанных выше видов годовых затрат Si, т. е.
S3 = 2 s c |
(VIII.33) |
1 |
|
Себестоимость нефти сн равна отношению годовых эксплу - |
|
тационных затрат к годовой добыче нефти qH, т. е. |
|
cB = S3/qH. |
(VIII.34) |
Приведенные затраты |
|
Sav = cn+EK . |
(VIII.35) |
где Е — нормативный коэффициент, К — удельные капитальные вложения, равные отношению накопленных капитальных вло жений на рассматриваемй год к годовой добыче нефти.
При составлении технологических схем и проектов разрабо ток нефтяных месторождений необходимо предусматривать ис
301