Разработка нефтяных месторождений

Укажем размерности входящих в (VIII.15) величин:

[ап] = т/м2;	[5С] = м2/скв;	[£гР]	= т/м;
I/ (01 = м/год;	[Н] = м/скв;	[g3	(/)] = т/год.

Для расчета добычи нефти из нефтяных месторождений ре­ гиона или страны по формуле (VIII.3) необходимо знать еще зависимость темпа разработки месторождения с осредненными параметрами от времени z = z(t). Поскольку при оптимизации основной переменной величиной будет NKp или 5 С, на максималь­ ный темп разработки каждого месторождения будет влиять па­ раметр NKP. В самом деле, чем больше NKP, тем меньше сква­ жин будет пробурено на месторождении. Если принять, что средний дебит скважины не зависит от JVkp, т о , чем больше N KP, тем меньше темп разработки месторождения. Поэтому положим

гтах —ТГ- .	(VIIIЛ 6)
где qс — осредненный дебит скважины	в период максимальной

добычи нефти из месторождения. Конечно, при более детальном рассмотрении зависимости темпа разработки месторождения от времени необходимо учитывать систему разработки и скорость ввода ее элементов в эксплуатацию, но при более простом рас­

смотрении не	будем это	учитывать, ограничившись		зависи­
мостью (VIII.16).		(VIII.16), получим
Подставляя	(VIII.11) в
a S „
Яс е				(VIII. 17)
fln‘5c'4i
Изменение	темпа разработки		месторождения во	времени
z = z(t) можно	аппроксимировать		следующей простой	зависи­
мостью:
z (t) = —i — e~i/imax.				(VIII. 18)
‘‘max
Максимальный темп разработки месторождения достигает­
ся, когда t —^гпах- Имеем
W = - ^ — •				(VIIIЛ 9)
С^тах

Теперь имеем все зависимости для определения qn{t) по форму­
ле (VIII.3). Подставив в	(VIII.3) формулу (VIII.13) и помня,
что dN/dx = g 3 { x ) , а также	(VIII.18) с учетом (VIII.17) и про­

изведя интегрирование, получим изменение добычи нефти <7н(0 по рассматриваемому региону или стране.

Оптимизация развития разведки и разработки нефтяных мес­ торождений в регионе или в стране возможна на определенный, заданный срок. Поэтому наряду с текущей добычей нефти qH{t) основное значение будет иметь накопленная добыча нефти за

293

планируемый период t, т. е. QH(0- Ее можно определить инте­ грированием текущей добычи _нефти по времени. Оптимум на­

ходят именно по величине QH(0-

Различным значениям NKp или 5 Сбудут соответствовать раз­ личные величины QH(t). При этом кривые функции QH(£, WKp)

или QH(t, S c) вогнуты к оси абсцисс, т. е. имеют максимум. Построив укаазнные кривые и найдя их максимум аналитиче­

ским или графическим путем, получим QHmax(0 и соответствую­ щее ему значение NKP или 5 С. Таким образом, задача нахожде­ ния общего оптимума первого рода решена.

Рассмотрим основы методики нахождения общего оптимума второго рода. В соответствии со сказанным будем считать, что известны физико-геологические свойства нефтяных месторожде­ ний, которые предстоит вводить в разработку в планируемом пе­ риоде.

Будем основываться на том положении, что из разведки не­ зависимо от затрачиваемых на нее ресурсов поступает в разра­ ботку определенный набор групп месторождений с различными свойствами. Можно считать, что

*э (0 = ёэ1 V) + £ э2 (0 + £ э3 (*) + . . . М+2э* (0. (VIII.20)

где g3i — скорость ввода в разработку месторождений i-й груп­ пы, обладающих определенным набором свойств.

Если, например, из разведки в разработку вводится некото­ рое число месторождений средней крупности и крупных с мало­ вязкой нефтью и хорошо проницаемыми коллекторами, то их можно отнести к первой группе. Диапазон изменения свойств месторождений условный и зависит от степени детальности пла­ нирования. Мелкие месторождения маловязкой нефти с коллек­ торами средней и высокой проницаемости можно к примеру, отнести ко второй группе. Нефтяные месторождения с коллек­ торами средней и высокой проницаемости, содержащие нефть вязкостью (30—100) 10-3 Па-с, относим к третьей группе и т. д.

Для i-й группы месторождений можно написать следующее выражение:

(VIII.21)

Тогда, на основе (VIII.3), добыча нефти из всех месторождений региона или страны будет

Яи(0 = 2	J %Sct е	f3i (т) z. (t— т) dz.	(VIII.22)
1	о

294

Поскольку из решения задачи о нахождении оптимума первого рода определена скорость изменения метража эксплуатацион­ ного бурения fs{t), ее можно считать заданной. Следовательно, изменение во времени текущей добычи нефти *7н(0 необходимо определять с учетом соотношения

(VIII.23)

1

Накопленную добычу нефти Qu{f), как и в случае нахождения оптимума первого рода, получим интегрированием q ^ t), т. е.

<3„Й= U . W * = 2 ^ 6 . s 0i);

4>i(^Sc i)= J ’t’A ,e a‘Sc‘ fbl(T)zl (t— x)dx.	(VIII.24)
За планируемый срок t из (VIII.23)	имеем
t
f3(t)dt = F(t).	(VIII.25)

Для определения оптимальных S ci необходимо решить систему уравнений

Ь it,Sci)= 0. (VIII.26)

при условии (VIII.25).

Таким образом, и задача нахождения общего оптимума вто­ рого рода решена.

Однако необходимо заметить, что предсказать характеристи­ ку нефтяных месторождений, которые будут открыты в плани­ руемом периоде, особенно при долгосрочном планировании, — трудная задача. Значительно легче, опираясь на тенденции эф­ фективности разведочного бурения и поступления ресурсов из народного хозяйства, решать лишь задачу нахождения оптиму­ ма первого рода, рассматривая не конкретные нефтяные место­ рождения или даже их группы, а некоторые запасы нефти с осредненными свойствами.

Общий оптимум второго рода можно успешнее определить во время планирования на меньшие сроки, когда уже известны свойства конкретных нефтяных месторождений.

При приближенной реализации основного принципа разра­ ботки нефтяных месторождений в СССР можно находить общий

295

оптимум подсистемы разведка — разработка первого рода. Однако выполнению этого принципа более соответствует опреде­ ление общего оптимума второго рода.

Разработка нефтяных месторождений — это медленный тех­ нологический процесс, длящийся десятилетиями. Разведка мес­ торождений, если ее длительность считать начиная с полевых геофизических исследований, также продолжается многие годы и десятилетия. Поэтому, чтобы эффективно управлять развитием разведки и разработки месторождений, необходимо долгосрочное планирование, т. е. планирование на 15—20 лет и более впе­ ред. Видимо, и методы оптимального планирования и соответст­ вующую математическую модель развития нефтяной промыш­ ленности целесообразнее всего использовать на указанный срок. Однако с несколько большими ограничениями методы опти­ мального планирования можно применять и на меньшие сроки,, например на пятилетку.

При планировании добычи нефти на сроки менее 5 лет часто используют методы краткосрочного планирования. Рассмотрим наиболее известный и часто применяемый метод краткосрочного' планирования добычи нефти, получивший название м е т о д а п л а н и р о в а н и я д о б ы ч и н е фт и по к о э ф ф и ц и е н ­

т а м п а д е н и я д е б и т о в с к в а ж и н .	Согласно этому ме­
тоду, добыча нефти в планируемом году
7н= <7оЙ<Ап- И л,	(VIII.27)>

где qо — среднегодовой дебит нефти каждой скважины в году,

предшествующем планируемому; п0— среднее число «старых» скважин, т. е. скважин, переходящих с предыдущих лет; Кп — коэффициент падения добычи нефти по «старым» скважинам, равный отношению среднего дебита скважины в планируемом; году к среднему дебиту скважин в году, предшествующем пла­ нируемому; q — среднегодовой дебит одной новой скважины в

планируемом году; п — среднее число скважин, которые будут введены в эксплуатацию в планируемом году.

П р и м ер VIII.1. Нефтедобывающее предприятие на начало планируемого года имеет в эксплуатации 1000 нефтяных скважин. Предполагается, что в те­ чение планируемого года будет ликвидировано 20 скважин и введено в дей­ ствие 50 новых скважин. Среднегодовой дебит одной «старой» скважины; qa=2-104 т/год, а одной вводимой скважины q= 1,9-104 т/год.

Коэффициент падения добычи нефти Кп=0,95. Требуется определить до­ бычу нефти qH, которую получит предприятие в планируемом году.

	Определим среднее число «старых» скважин в планируемом году. Имеем:
_	1000+(1000 — 20)	1980	= 990.
л0 =	------------------------ =	—2~

Среднегодовое число вводимых скважин

_ 50 п — 2 — 25.

296

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

пользование передовой техники, технологии и наиболее эффек­ тивных систем разработки. Однако эффективность их в одних условиях может быть наибольшей, а в других — наименьшей^ Поэтому возникает задача сравнения различных вариантов раз­ работки месторождений по экономическому эффекту, определяе­ мому на основе соответствующих отраслевых методик.

Производительность труда в нефтегазодобывающих пред­ приятиях принято выражать в основном в двух формах: в тон­ нах добытой нефти или газа в единицу времени (например, за. год) на одну единицу промышленно-производственного персона­ ла и в денежных единицах, исчисляемых стоимостью валовой продукции нефтегазодобывающего предприятия на одну едини­ цу промышленно-производственного персонала в единицу вре­ мени.

С т о и м о с т ь в а л о в о й п р о д у к ц и и предприятия рав­ на произведению отпускной цены на нефть на количество ее, сданной заказчику в единицу времени, плюс стоимость прочих

услуг.	получаемая нефтегазодобывающим	предприя­
Пр и б ы л ь ,
тием в единицу	времени, равна разнице между	стоимостью

сданной предприятием нефти и эксплуатационными затратами за единицу времени.

Ф о н д о о т д а ч а — отношение стоимости годовой	валовой
продукции предприятия к среднегодовой стоимости	основных
фондов.

В проектных документах экономические показатели разра­ ботки нефтяных месторождений обычно тесно связаны с техно­ логическими и техническими показателями.

Поэтому комплекс технических и экономических показателей в технологических схемах и проектах разработки нефтяных мес­ торождений называют обычно т е х н и к о - э к о н о м и ч е с к и м и п о к а з а т е л я м и . Для оценки вариантов разработки нефтя­ ных месторождений можно использовать и чисто технико-эконо­ мические показатели, такие, например, как металлоемкость и энергоемкость продукции и др.

Экономические и технико-экономические показатели разра­ ботки каждого нефтяного месторождения изменяются со вре­ менем по мере выработки запасов месторождения, а также су­ щественно зависят от применения достижений научно-техниче­ ского прогресса, особенно новой технологии извлечения нефти и газа из недр.

Контрольные вопросы

1. В чем состоит оптимальное распределение ресурсов в нефтяной промышленности СССР? Какова его цель?

2. Объясните основной принцип разработки нефтяных мес­ торождений в СССР. Каким образом реализуется этот прин­ цип?

302