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

годам разработки величины С и осуществление до начала разработки всех капиталовложений К. При сравнении же вариантов разработки газовых месторождений указанные условия встречаются редко, так как даже при постоянной добыче газа для поддержания ее возникает необходимость в дополнительных затратах на сооружение и эксплуатацию скважин. Поэтому для определения затрат но вариантам с длительными сроками разработки месторождения необходимо пользоваться формулой

3 = i /ГИ! + Еу + i ЯИ1 + Е)-, (3)

где Е - коэффициент учета разновременности затрат (он может быть равен коэффициенту эффективности капиталовложений д); Т - срок разработки; t - порядковый номер года разработки; И( - эксплуатационные расходы (без амортизации) в t-u году разработки.

Оптимальным является вариант разработки месторождения и обустройства промысла, при котором расчетные затраты согласно (3) минимальны.

В Типовой методике определения эффективности капиталовложений [69] коэффициент Е„ рекомендуется принимать для всех отраслей промышленности равным 0,12, а коэффициент учета разновременности - 0,08. Однако вопрос о величине этих коэффициентов до сих пор остается дискуссионным. Во многих действующих и проектируемых отраслевых методиках принимается Е = Е„ = 0,12. Формула (3) выведена из условия указанного равенства. Если же исходить из условия Е ф Ец, то она будет иметь следующий вид:

3 = Ф{1 + Е)-т + Е„У:Ф(1+ Е)-+ 2,(1+ Е)-, (4)

где Ф = Kl + +• • • + К( - сумма основных производственных фондов за срок разработки Т; Ф( - основные фонды на конец го года разработки.

Для определения эффективности использования капиталовложений при реализации проекта разработки используется показатель рентабельности

Р=- (5)

Здесь 11( - годовая прибыль (в м году) от реализации продукции. Если коэффициентом эффективности капиталовложений Е„ определяется их относительная эффективность, то Ер является коэффициентом абсолютной эффективности. Им оценивается целесообразность осуществления не дополнительных, а вообще всей суммы вложений в данный объект. Если величина Ер ниже определенного нормативного уровня (как правило равного 0,15), то сооружение рассматриваемого объекта считается нецелесообразным. Прежде

чем оценить варианты по приведенным затратам (определение их относительной эффективности), необходимо определить абсолютную эффективность (рентабельность) каждого из них. Нерентабельные варианты должны быть исключены из числа сравниваемых вариантов.

§ 6. Основные положения проекта разработки газового месторождения

Рассмотренные выше вопросы представляют составные части проекта опытно-промышленной эксплуатации или проекта разработки газового месторождения. Таким образом, основными разделами проекта разработки газового месторождения являются следующие.

1. Геологическое строение месторождения и водонапорного бассейна. Этот раздел включает вопросы:

а) общие сведения о районе, орогидрография;

б) история разведки месторождения;

в) стратиграфия;

г) тектоника;

д) газонефтеносность, запасы газа, характеристика газов;

е) гидрогеологическая характеристика пластовой водонапорной системы, результаты анализов проб воды;

ж) характеристика продуктивных отложений но коллекторским свойствам.

2. Характеристика потребителя. Отбор газа из месторождения (об этом разделе проекта разработки сказано в § 3 данной главы).

3. Обоснование исходных геолого-промысловых данных. Уточнение параметров водоносного пласта. В этом разделе отражены следующие вопросы:

а) обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов;

б) обоснование допустимых технологических режимов эксплуатации скважин, определение параметров «средней» скважины;

в) определение емкостных, фильтрационных параметров газоносных и водоносных пластов и т. д.;

г) уточнение параметров водоносного пласта с использованием карты гидроизопьез;

д) обоснование объектов эксплуатации.

4. Обоснование расчетных вариантов (или величин):

а) по отборам газа из месторождения, из отдельных эксплуатационных объектов (в случае многопластового месторождения);

б) по системе разработки месторождения (но размещению скважин, их конструкциям, рабочим депрессиям на пласт и т. д.);

в) по системе обустройства промысла (по числу и размещению групповых пунктов, но системам и методам сбора, обработки и подготовки газа к дальнему транспорту).

5. Определение показателей систем разработки месторождения и обустройства промысла. В данном разделе освещаются использованные расчетные методы и формулы. Приводятся результаты

расчетов показателей разработки и обустройства для всех рассматриваемых вариантов и подвариантов.

6. Определение экономических показателей. Выбор рационального варианта разработки месторождения и обустройства промысла (о характере данного раздела см. предыдущий параграф).

7. Обоснование системы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин (с учетом результатов технико-экономических расчетов, наличия болот, населенных пунктов и т. д.).

8. Мероприятия по интенсификации добычи газа.

9. Рекомендации по контролю за разработкой месторождения. При установлении необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин обосновываются:

а) число разведочных скважин, переводимых в разряд эксплуатационных или наблюдательных;

б) местоположение проектных скважин на площади газоносности и на структуре;

в) порядок ввода их в эксплуатацию (с учетом, например, особенностей разработки и разбуривания многопластового месторождения).

Данные вопросы решаются с учетом разведанности отдельных участков или отдельных пластов, параметров пласта, конфигурации месторождения. На систему размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин влияют сетка размещения разведочных скважин, наличие населенных пунктов или естественных препятствий.

Исходя из особенностей геологического строения месторождения и степени его разведанности, рекомендуются соответствующие методы контроля за разработкой месторождения. Конкретно указываются номера скважин, виды исследовательских работ и очередность их выполнения.

Особое внимание в проекте разработки уделяется методам интенсификации добычи газа. При,этом исходят из полученных продуктивных характеристик скважин, типа коллекторов.

Применение методов интенсификации добычи газа позволяет предотвращать преждевременное обводнение скважин, уменьшать число скважин на разработку месторождения, увеличивать конечный коэффициент газоотдачи пласта. В настоящее время уделяется исключительное внимание рациональному применению методов интенсификации добычи газа.

При составлении проекта доразработки газового месторождения добавляется раздел, посвященный анализу и современному состоянию процесса разработки месторождения (вопросам анализа разработки посвящена ХП глава).

Проект разработки газоконденсатного месторождения включает ряд дополнительных разделов, посвященных учету особенностей разработки этих месторождений. В результате газогидродинамических и технико-экономических расчетов обосновывается система разработки газоконденсатного месторождения на истощение или с поддержанием пластового давления путем обратной или частичной закачки сухого газа или путем законтурного заводнения.