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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 [ 100 ] 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

на исто1цеш1е - 48%. Примем Рк = 50 руб./т, Рг - 14 руб./ЮОО м. Допустим, что на разработку месторождения отпущено 36,78 млн. руб. капиталовложений. На эти средства при обычной разработке на истощение можно к ее началу пробурить 16 скважин и обеспечить сооружение необходимых для эксплуатации промысловых объектов. При применении закачки сухого газа за счет указанной су.ммы вложений можно пробурить 11 эксплуатационных скважин и четыре нагнетательные скважины, построить компрессорную станцию для закачки газа п другие промысловые объекты. Эти производственные мощности обеспечат по каждому рассматриваемому способу разработки соответствующие годовые уровни и динамику добычи газа и конденсата, представленные в табл. 27.

При закачке сухого газа годовой отбор (закачка) газа в период рециркуляции составляет 1,6 млрд. м, что позволяет ежегодно добывать 640 тыс. т конденсата. Закачка газа осуществляется до момента его прорыва к забоям эксплуатационных скважив. В дальнейшем залежь разрабатывается способом истощения. При этом повышенная продуктивность нагнетательных скважин, работаюпщх в этот период в качестве эксплуатационных, обусловливает увеличение годовых отборов газа.

В соответствии с формулой (1) суммарный народнохозяйственный эффект от добычи газа и конденсата при разработке на истощение составит П = 130,62 --+ 130,69 - (36,78 + 4) = 220,53 млн. руб., а при обратной закачке газа Я = = 95,76 + 179,07 - (36,78 -f 7,45) = 230,6 млн. руб.

Таким образом, результаты расчетов свидетельствуют о том, что более выгодным способом разработки рассматриваемого месторождения следует считать обратную закачку газа.

ГЛАВА XI I Проектирование

рациональной разработки группы газовых (газоконденсатных) месторождений как единого целого

§ 1. Методика определения оптимального отбора газа из месторождениЁ газоносной провинции

К газодобывающим районам Советского Союза относятся Украинская ССР, Ставропольский и Краснодарский края. Средняя Азия, Западная Сибирь и другие. К каждой газоносной провинции приурочены группы газовых и газоконденсатных месторождений.

Знание технико-экономических показателей и их изменения во времени при различных возможных отборах газа из провинций и показателей транспорта его позволяет в принципе оптимально распределить запланированные по стране отборы газа между отдельными газоносными провинциями. При заданном отборе газа из газоносной провинции необходимо рационально распределить его по отдельным месторождениям и найти соответствующие системы разработки месторождений и обустройства промыслов.

Предположим, имеется газоносная провинция, включающая т месторождений природного газа. Приведем методику расчета оптимального распределения запланированного отбора газа из провинции по отдельным месторождениям [40, 51].

Данная задача относится к классу оптимизационных задач. В последнее время для решения подобного рода технико-экономических задач разработаны специальные методы - линейного и нелинейного программирования. Однако решение этими методами интересующей нас задачи затруднительно. Поэтому исходная задача подразделяется на две части, т. е. решается в два этана. Вначале для каждого месторождения находят целевые функции - зависимости экономического показателя (критерия рациональности) от возможной величины отбора газа из каждого рассматриваемого месторождения. Затем с использованием найденных целевых функций рассчитывают оптимальное распределение заданного отбора газа из провинции по отдельным месторождениям. Для этого расчета может быть использован известный метод нахождения условного минимума функции нескольких переменных (метод Лагранжа).

Идея метода Лагранжа заключается в следующем.

Требуется найти максимум или минимум функции т переменных F = = F (х, у, . . ., t). Переменные не независимы между собой, а связаны некоторыми добавочными условиями - условиями связи:

Ф(х, 0=0; {х, у, . . ., 0 = 0, . . .; У, 0=0. (1)

Число условий равно к в к < т.

Для решения задачи вводится к неопределенных множителей ц, . . ., х и рассматривается следующая функция переменных х, у, . . ., t, Я,, ц, . . ., х:

Ф{х, У.....t. К, ц.....K) = F(x, у, . . ., t) + k(f{x, у, . . ., t)+-

+ у, . . ., t) + . . .+хх{х, у, . . ., t). (2)

Функция Ф называется функцией Лагранжа.

Необходимые условия максимума или минимума функции Ф приводят к системе т + к уравнений с неизвестными х, у, . . ., t, Я, ц, . . ., к. Эти уравнения имеют вид:

Ф = 0; г5 = 0; . . .; х = 0; Ф;с = 0; Фу = 0; . . .; Ф< = 0. (3)

Здесь Фх, Фу, . . ., Ф/ - частные производные функции Ф по х, у. . . и t соответственно.

Определяемые в результате решения системы уравнений (3) х, у, . . ., t обеспечивают максимум или минимум функции F и при зтом соблюдаются условия связи (1).

Применительно к задаче рациональной разработки группы месторождений требуется найти минимум функции

F iQ) = (Q,) + F, {Qi) + ...+F„ (Q). (4)

Здесь F - экономический показатель (приведенные затраты), соответствующий отбору Q газа (в единицу времени) из провинции; Ff - экономическийпоказатель для i-ro месторождения, являющийся функцией от возможной величины отбора Qi газа из этого месторождения.

Вместо системы уравнений (1) для рассматриваемой задачи имеем одно уравнение связи

<? = <?1 + 2+- . + т. (5)

Это уравнение означает, что сумма отборов газа из отдельных месторождений должна равняться заданному отбору газа из провинции.

Согласно уравнению (2), составляем функцию Лагранжа:

0 = F + XiQ, + q2 + ... + Qm-Q). (6)

С учетом уравнения (5) получаем следующую систему уравнений (аналогично системе (3)) для определения отборов газа из месторождений (i = 1, 2, . . . , ш), обеспечивающих минимум функции F:

Q = Qi + Qi+q3 + .. . + Qm; (7)

дФ dFim I я о-

9Q +-

дФ дРт (Qm) , 5. п