Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 [ 18 ] 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

§ 2.8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТКИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Экономическая оценка разработки включает расчет экономических показателей, из которых основные-себестоимость добычи нефти, удельные капитальные вложения и приведенные затраты. Эти показатели определяют по капитальным вложениям, эксплуатационным затратам и стоимости подготовки 1 т извлекаемых запасов. В качестве исходных данных принимаются следующие технологические показатели разработки: объемы добычи нефти и жидкости, фонд добывающих и нагнетательных скважин, глубина скважин и их дебиты (по нефти и по жидкости), объем деэмульгированной жидкости, объем закачки рабочего агента и давление нагнетания, число скважино-месяцев эксплуатации. Методика расчета базируется на зависимостях экономических показателей разработки от производственных и технологических параметров варианта разработки. Эти зависимости (экономическая модель) установлены путем обобщения фактических и проектных данных разработки месторождений и производственной работы предприятий.

Направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат и расчетные формулы для их определения приведены в табл. 2.1 и 2.2. Капитальные вложения состоят из затрат на бурение скважин, обустройство промыслов, обустройство системы ППД и общее промышленное обустройство района (дороги, производственные базы и др.). Последние затраты практически не зависят от варианта разработки и при необходимости принимаются в размере около 30 % от всех капитальных вложений. Отличительные особенности при расчете капитальных вложений учитываются поправочными коэффициентами на район выполнения строительно-монтажных работ, глубину, продуктивность, сетку размещения, газовый фактор и буферное давление добывающих скважин, давление нагнетания, сетку размещения и глубину нагнетательных скважин.

Эксплуатационные расходы включают затраты на обслуживание добывающих скважин (заработная плата производственного персонала, отчисления на социальное страхование, цеховые расходы); затраты, зависящие от уровня текущей добычи жидкости (перекачка и хранение, деэмульсация нефти); затраты на ППД (без амортизации и капитального ремонта нагнетательных скважин и электроэнергии); общепромысловые расходы, зависящие от числа добывающих скважин; амортизацию, состоящую из отчислений на погашение первоначальной стоимости скважин (амортизационный срок службы скважин по нормам 15 лет), их оборудования и отчислений на капитальный ремонт скважин и оборудования. При расчете с использованием обобщенных экономических нормативов (коэффициентов) прово-

Таблица 2.1. Расчет капитальных вложений

Направление капитальных вложенк1

Форнула

Обвзваоекке

Бурение скважии

Оборудование добывающих скважин

Нефтяные коллекторы и выкидные линии

Установки подготовки нефти Нефтесборные парки

Прочее обустройство промыслов

Водозаборные сооружения

Эиерготепловое оборудование Прочее обустройство цеха ППД

Кг - СгМг

= aq" (aj + fcsFc)

Ci, Ca - стоимость строительства одной добывающей и нагнетательной скважины; Ni, jVk-число добывающих и нагнетательных скважин Са - стоимость оборудования одной добывающей скважины

6 = «3Qcyw

q - дебит жидкости на одну скважину;

Fo - свс)бодная площадь на скважину;

ai, (Ц, bi, Ьг - эмпирические коэффициенты

Капитальные вложения зависят от объема добываемой жидкости и типа установок

•зсу» ~~ суточная добыча нефти «8. Ьз - эмпирические коэффициенты

С, - затраты на прочее обустройство, приходящееся на одну скважину

<Эз max - максимальная текущая закачка воды; - эмпирический коэффициент

- эмпирический коэффициент

Кз = 043 max

Сю - затраты иа прочее обустройство, приходящееся на одну нагнетательную скважину

Таблица 2.2. Расчет эксплуатационных затрат

Продолжение табл. 2.2

Направление эксплуатацно1Тных затрат

Формула

Обозначенне

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт оборудования скважин

Обслуживание добывающих скважин

Затраты на ППД (без амортизации и капитального ремонта нагнетательных скважин и электроэнергии)

Перекачка н хранение нефти

Деэмульсация нефти

Общепроизводственные расходы

55 = Ala-

3s = Мг -Сз 100

£ = 1

til - начисления на капитальный ремонт скважин, %

- начисления на капитальный ремонт оборудования скважин, %

Nj - число добывающих скважин в i-m году; aj, b[ - эмпирические коэффициенты

Nni - число нагнетательных скважин в t-m году; Ogb - эмпирические коэффициенты

Qx i - добыча жидкости в t-m году; 63 - эмпирические коэффициенты

D - затраты на деэмульса-цию 1 т нефти

о, Ь - эмпирические коэффициенты

дится корректировка с помощью коэффициентов, учитывающих влияние географо-климатических, экономических и организационных условий данного месторождения (района) на уровень отдельных затрат.

Себестоимость Сет добычи нефти на определенный период времени -это отношение всех эксплуатационных затрат Зэ в соответствующем периоде к добыче нефти Qcy„ за этот период

CcT = 3,/QeyM. (2.132)

Удельные капитальные вложения /Суд равны отношению накопленных капитальных вложений i,Ki в i-м году разработки

к добыче нефти Qhi в соответствующем году

уд = Z KilQni. (2.133)

Приведенные затраты Спр, т. е. приведенные к определенному моменту времени (моменту начала разработки месторождения), определяют по формуле

Спр = Сст + аду„, (2.134)

где Ея-нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для нефтяной промышленности £„ = 0,15), равен обратной величине нормативного срока окупаемости.

При заданном плане изменения добычи нефти на месторождении рациональная система разработки обосновывается по минимуму приведенных затрат. При отсутствии планового задания проводится анализ различных вариантов разработки. В качестве рационального выбирают вариант, так же обеспечивающий минимальные приведенные затраты за определенный период оптимизации. Считается целесообразным принимать 15-летний период оптимизации, на который, как правило, составляют научно обоснованные прогнозы развития народного хозяйства. Однако рассматриваемые варианты характеризуются также различными накопленными отборами нефти (коэффициентами нефтеотдачи) при разных сроках разработки.

В предложенной И. И. Рыженковым методике рекомендуется выбирать вариант при условии получения равной добычи нефти по вариантам за равные сроки. Выравнивание добычи нефти по вариантам за рассматриваемый срок обеспечивается условным вводом в эксплуатацию одновременно с анализируемым дополнительных месторождений. При этом приведенные затраты рассчитываются с учетом среднеотраслевых затрат на поиски и подготовку запасов нефти (геолого-разведочные затраты) как в себестоимости, так и в удельных капитальных вложениях. Удельные капитальные вложения исчисляют по остаточной стоимости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуатации). Поскольку рациональный вариант может иметь промежуточное значение среди расчетных, то для его нахождения необходимо построить график зависимости приведенных затрат от плотности сетки скважин и определить минимальную точку. Для определения экономически обоснованного коэффициента нефтеотдачи строят зависимость себестоимости добычи 1 т нефти от накопленной добычи (дифференцированием графика эксплуатационные расходы - накопленная добыча нефти). Отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам, когда себестоимость достигает предельной себестоимости, характеризует экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи. Этой накопленной добыче соответствует экономически обоснованный срок разработки.

Предельную себестоимость можно принять, например, с учетом мировых цен на нефть [9]. Значению предельной себестои-

мости соответствует такая себестоимость добычи нефти, при которой наступает предел экономической рентабельности добычи нефти или, другими словами, при установленных замыкающих затратах текущий народнохозяйственный эффект от добычи 1 т нефти становится равным нулю. Народнохозяйственным эффектом называют прибыль (превышение доходов над расходами), которую получает государство от добычи нефти. Накопленный народнохозяйственный эффект при этом достигает максимального значения.

Для варианта разработки, рекомендуемого к внедрению, дополнительно определяются также другие экономические показатели. Эти вопросы более обстоятельно изучаются в экономических дисциплинах.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте сущность и преимущества численных методов математического моделирования процесса разработки нефтяных месторождений.

2. Какие основные требования предъявляются к современной методике расчета технологических показателей разработки?

3. Изложите основы теории непоршневого вытеснения нефти водой.

4. Расскажите о принципе построения модифицированных относительных проницаемостей.

5. В чем заключается сущность методики ВНИИ-2?

6. Что понимаем под барьерным заводнением? Чем обусловлена необ-ходимость его применения?

7. Объясните причины малого охвата пластов по разрезу и площади при разработке залежей неньютоновских нефтей.

8. Как влияет трещиноватость пород на процесс и показатели разработки месторождений?

9. Расскажите о структуре приведенных затрат и как они учитываются при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Глава 3

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

§ 3.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов залежи разрабатывали на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим.

Развитие и цели методов воздействия

К этому же периоду относится начало применения для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти - закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси, вакуум-процесса и др. В отличие от скважинных систем разработки применялись шахтный (при подъеме нефтенасыщенной породы на поверхность и при помощи скважин или других дренажных каналов) и карьерный (открытый) способы добычи нефти. Было осуществлено также площадное заводнение на отдельных пятиточечных элементах.

С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи - интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях. В 1948 г. впервые в СССР было начато в крупном промышленном масштабе с целью поддержания пластового давления (ППД) законтурное заводнение на Туйма-зинском месторождении с начала разработки. Наряду с испытанием и внедрением других методов в послевоенные годы основным методом воздействия на нефтяные залежи стало заводнение. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обычное заводнение будет широко применяться еще длительное время. В настоящее время на месторождениях, разрабатываемых с заводнением, добывают в СССР около 90 %, а в США - около 50 % ежегодной добычи нефти, при этом в пласты закачивают соответственно более 2 и 1,2 млрд. м воды. Поддержание пластового давления заводнением позволило увеличить: среднюю проектную нефтеотдачу пластов в целом по стране (с учетом других систем и методов разработки) примерно