Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

25.10.2023

Размер:

16.67 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 324 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

3.	З н а я характеристику неоднородности пласта по			проницаемо
сти,	определяют долю нефти в потоке	жидкости: Р2		—	дп/сЯі.
4.	Имея зависимости 9ж = 9 ж ( 0 и F2 = qJq>K,		определяют			и з м е
нение дебита нефти и воды во времени		для	к а ж д о й	с к в а ж и н ы в-
соответствии с порядком и темпом ввода		их в промышленную				раз
работку.
5. Путем суммирования по отдельным		с к в а ж и н а м рассчитывают
зависимости дебита жидкости и нефти по месторождению					в целом
д л я всех рассматриваемых вариантов по темпу и порядку					разбури -
вания.

6.Оценивают изменение технико-экономических показателей разработки месторождения во времени.

7.Выбирается оптимальный вариант по темпу и порядку раз - буривания, в наилучшей степени согласующийся с заданной дина

микой	добычи нефти по данному месторождению во	времени.
В	настоящей работе не ставится цель усовершенствовать суще
ствующие методы гидродинамических расчетов процесса			обводне
ния нефтяной з а л е ж и с учетом последовательности		ввода	с к в а ж и н
в эксплуатацию, а предпринимается лишь попытка		оценить влия

ние темпа ввода с к в а ж и н в эксплуатацию на технологические, тех нико-экономические показатели и выбор рационального в а р и а н т а разработки нефтяного месторождения по сравнению с в а р и а н т а м и

разработки того ж е месторождения при одновременном		(мгновен
ном) вводе всех с к в а ж и н в эксплуатацию .
Д л я этого рассматривается п вариантов	разработки	нефтяного
месторождения, отличающихся друг от друга по числу		с к в а ж и н
(плотности сетки с к в а ж и н ) , темпам отбора	нефти от извлекаемых

запасов, а следовательно, и уровнями добычи жидкости, нефти и закачки воды при мгновенном вводе с к в а ж и н в эксплуатацию . Д л я к а ж д о г о из этих п вариантов мгновенного ввода скважин в экс плуатацию рассматривается m подвариантов ввода с к в а ж и н в экс плуатацию (по времени разбуривания з а л е ж и ) .

Оцениваются экономические показатели разработки по всем ва^ риантам и выбирается оптимальный вариант, в наибольшей степе ни удовлетворяющий критерию рациональности разработки .

В результате технико-экономического анализа всех п и m в а р и антов оценивается влияние темпов ввода месторождения на техни ко-экономические показатели разработки и выбор рационального варианта .

Самостоятельное значение в этом комплексе вопросов имеет з а д а ч а усовершенствования методики оценки экономических пока

зателей разработки и выбора	рационального		варианта	разработки
с учетом темпов ввода месторождения в промышленную					эксплуа
тацию .
П р о б л е м а проектирования	и	выбора рациональной			системы
разработки нефтяного месторождения является весьма					сложной,
но не неразрешимой . Так как при обосновании			системы	разработки
специалистам по проектированию		необходимо	рассматривать мно-

ж е с т во вариантов по системам воздействия, плотности сетки сква жин, начальным и граничным условиям, выделению эксплуатацион ных объектов, темпу и порядку ввода скважин в эксплуатацию, число вариантов может возрасти до десятков и сотеи тысяч.

К этому следует добавить, что при обосновании рациональной системы разработки проектировщик не всегда располагает задан ной плановой динамикой добычи нефти по проектируемому место рождению .

Практика проектирования разработки нефтяных месторождений выработала ряд приемов, позволяющих значительно сократить чис ло анализируемых вариантов .

Однако при отсутствии заданной динамики добычи нефти выбор «разумного» варианта основан на опыте, интуиции специалиста по разработке нефтяных месторождений. Ч а щ е всего такой подход к проектированию разработки приводит к недостаточно обоснован ным решениям о выборе целесообразной системы разработки неф тяного месторождения . Этих условностей в обосновании рацио

нальной системы		разработки в значительной мере можно и з б е ж а т ь
при	использовании		методических	положений	инструкции
АН	С С С Р [168].

Экономическую оценку вариантов разработки целесообразно проводить с использованием типовой методики [168] и методов расчета и оценки вариантов разработки, изложенных в рабо те [127].

Экономическая эффективность различных вариантов разработ ки с к в а ж и н определяется по приведенным з а т р а т а м с учетом тем пов разбуривания месторождения и за различные периоды его экс

плуатации (сроки	оптимизации), вводимые		в экономическую
оценку.
П р е д л а г а е м а я	И. И. Р ы ж е н к о в ы м и	Н . Д .	Синявской	методи
ка экономического	анализа вариантов	разработки [127]		имеет

следующие отличия от обычно практикуемой методики. Приведен ные затраты рассчитываются с учетом геологоразведочных расхо дов на подготовку нефтяных запасов как в себестоимости, т а к и в удельных капитальных вложениях .

Экономическое обоснование и выбор рационального по плотно сти сетки скважин варианта осуществляется в условиях получения равной добычи нефти по в а р и а н т а м за равные промежутки време ни, что соответствует требованиям, изложенным в работе [168].

При расчете экономических показателей учитываются реальные условия развития отрасли и особенности разработки анализируе мого месторождения .

Равенство добычи нефти по в а р и а н т а м за рассматриваемый


срок		обеспечивается условным		вводом в эксплуатацию одновремен
но	с	анализируемой площадью		дополнительных площадей .
	Выравнивание добычи		нефти и расчет		соответствующих затрат
на	разведку и разработку		дополнительных		объектов по в а р и а н т а м

проводится в следующей последовательности.

1. Определяют разность в добыче нефти						м е ж д у базисным		(ва
риант	сетки скважин с наибольшей добычей)					и другими	варианта
ми разработки месторождения за			анализируемый период				AQ.
2.	Н а х о д я т среднеотраслевую		величину		капитальных		вложении
(включая вложения в геологопоисковые и					геологоразведочные ра
боты)	С к , приходящихся в среднем па			одну		новую нефтяную		сква
жину	за длительный период времени			(10—15 л-ет).
3.	Рассчитывают начальную производительность q\ новых							сква
ж и н	(в расчете на условный год) и годовой					коэффициент измене
ния добычи нефти		в среднем по отрасли а.
4.	Определяют	добычу нефти	AQ',	которую можно получить в

течение рассматриваемого периода из новой скважины в соответ

ствии с начальной производительностью скважин						q\	и	годовым
коэффициентом	изменения	добычи	нефти	а	по отрасли			(в сред
нем) :
		1 — а
где Т — период оценки, годы.
5. Н а х о д я т	необходимое	число	новых	с к в а ж и н		/V для		обеспе
чения недостающей (по вариантам)			добычи		нефти	AQ,	исходя из

объема добычи нефти, приходящегося в среднем на одну новую нефтяную скважину AQ':

Д<2'

6. Рассчитывают дополнительные капиталовложения АК для обеспечения недостающей по вариантам (за исследуемый период) добычи нефти AQ по формуле

	AK	=	CKN,
где С,; — капитальные	затраты	на	эксплуатационное бурение, об
устройство промыслов,	геологопоисковые и разведочные работы,

приходящиеся в среднем на одну новую нефтяную скважину в от расли .

Методика расчета себестоимости	дополнительной добычи нефти
AQ предусматривает распределение		(для упрощения	расчетов)
эксплуатационных расходов на три		составные части —	амортиза

цию основных фондов, геологоразведочные затраты и прочие рас ходы. Полагают, что амортизация А основных фондов, получен ных за счет дополнительных капитальных вложений в эксплуата

ционное бурение и обустройство промыслов,		за 15 лет равна капи
тальным вложениям на эти цели:
	А = C'KN,
где С'к—капитальные	вложения в эксплуатационное		бурение и
обустройство промыслов,	приходящиеся на	одну новую	нефтяную
с к в а ж и н у в отрасли.

7. Определяют геологоразведочные затраты Р, возмещаемые в себестоимости добычи нефти, по формуле

где V—прирост		геологических запасов, приходящихся	на	одну
новую	нефтяную	скважину в отрасли; г) — коэффициент нефтеотда- .
чи по	отрасли.
8.	Рассчитывают прочие расходы, исходя из зависимости			этих
расходов от дебитов скважин, установленной в процессе			анализа

соответствующих среднеотраслевых показателей за ряд лет и опи

сываемой

уравнением

У =

щ - ъ

где у— среднеотраслевая себестоимость,

добычи

т нефти

(без

учета

амортизации

геологоразведочных

з а т р а т ) ;

q — дебит

на

отработанный скважино - год; а

b—

параметры

уравнения .

После

преобразования

этого

в ы р а ж е н и я получаем, что

прочие

з а т р а т ы

З і , связанные с

дополнительной

добычей

нефти

первый

год рассматриваемого

периода, можно определить по формуле

Зі =

aqjbqxN.

Тогда

аналогичные

затраты

ЗІ

за

рассматриваемый

период

7\-іет с

учетом

изменения

дебитов

во

времени составят

„ _

Зг

(1-R7)

2 u d i ~

— T ^ R —

i'=i

г д е / ? = а ( І _ В ) .

Суммируя

перечисленные затраты,

получаем

полные

издержки

U, обусловленные

добычей, не достающей

по вариантам

нефти

AQ:

= A +

P +

3,..

і=і

Начисления на капитальные вложения ЕК, учитываемые при расчете приведенных з а т р а т в добычу недостающей нефти AQ,

до л ж н ы определиться следующим образом .

1.Начисления на капитальные вложения в создание основных фондов рассчитывают в соответствии с остаточной стоимостью фондов в том или ином году и нормативным коэффициентом эф фективности Е.

2.Начисления на вложения в поиски и подготовку запасов по годам рассчитываются, исходя из нормативного коэффициента эф фективности и величины еще невозмещенньгх в себестоимости до

бычи нефти геологоразведочных з а т р а т к началу того или иного года.

3 В. С. Орлов

Эти начисления, определенные за период 7".,^; исходя из пер воначальной стоимости капитальных вложений в поиски и развед ку Л'р, очевидно, составят

ЕКР {CK-C'K)NTE.

Ыо поскольку при определении начислений мы исходим из гео логоразведочных затрат, еще не возмещенных, в себестоимости добычи нефти, то величину ЕКѴ нужно уменьшить на ту часть A3,,, которая начислена на капитальные вложения в подготовку уж е извлеченных запасов; Д3„ определяют по формуле

	(Т — 0,5)9,- N	ftiVa(l— ат °-5)
Ѵц	1 — а	• ( 1 — а ) 2

Методика определения эксплуатационных затрат в разработку

анализируемого месторождения	принимается по работе [95] .
Стоимость ж е строительства	скважин	целесообразно возмещать
в себестоимости добычи нефти,	исходя	из	действующего	порядка
и норм амортизации, а не из среднего срока			с л у ж б ы этих	с к в а ж и н

по проекту, за исключением тех случаев, когда' пятнадцатилетний


период	амортизации		скважин	в совокупности	с	продолжитель
ностью	разбуривания		месторождения превышает			проектируемый
срок разработки последнего.
Методика учета геологоразведочных затрат в себестоимости
добычи	нефти	и определения		начислений на	капитальные вложе
ния в разведку		и разработку		по анализируемому		месторождению

аналогична методике, изложенной выше, применительно к добыче недостающей по вариантам нефти.

Себестоимость добычи нефти и приведенные затраты,		рассчи
танные на 1 т нефти по вариантам, будут	представлять собой		сред
невзвешенные величины соответствующих	показателей,	получен
ные на проектируемых и дополнительных	п л о щ а д я х за рассматри
ваемый срок.
«Выравненные» (на равный объем продукции) варианты раз
работки сопоставляются по экономическим показателям		и	Б ре
зультате такого анализа выявляется рациональная система			разра
ботки.
Д л я приближенных расчетов дебитов нефти и жидкости		во вре

мени при мгновенном и различных темпах ввода с к в а ж и н в эксплу атацию может быть использована методика Т а т Н И И [113]. Эта методика предполагает использование эксплуатационных зависи

мостей дебитов нефти и жидкостей во времени. По этой				методике
были выполнены	расчеты технологических показателей			разработ
ки для гипотетического нефтяного месторождения			при	различных
темпах ввода его в эксплуатацию .
Д л я экономической оценки вариантов		разработки этого место
рождения нами были определены зависимости удельных				капиталь
ных вложений и	себестоимости добычи	нефти от	среднегодовой

' -. -

добычи нефти при различных темпах отбора и ввода скважин в

эксплуатацию .
Капитальные вложения и себестоимость определены по						мето
дике	В Н И И	[95] с применением		нормативов, характерных		д л я
районов У р а л о - П о в о л ж ь я .
Стоимость строительства с к в а ж и н возмещалась					в себестоимо
сти	нефти в	зависимости	от сроков	разбуривания	месторождения
и действующего порядка и норм амортизации.
Вариант		рациональной	разработки нефтяного		месторождения

можно определить, исходя из критерия рациональности, согласно которого рациональной системой разработки следует считать та кую, которая обеспечивает выполнение планового задания по до быче нефти при максимально возможной нефтеотдаче и минималь но возможных затратах . Плановое ж е задание определяется в со


ответствии	с планом добычи нефти по району [95].
Однако	иногда трудно установить плановое задание на про
ектирование		нефтяного месторождения, которое основывалось бы
на детально		разработанном плане развития и размещения отрасли

на перспективу или утвержденную вышестоящими органами добы чу нефти по району.

При этом проектные организации располагают лишь данными о возможных уровнях технико-экономических показателей по ва

риантам разработки и некоторыми сведениями о развитии	отрасли
в целом.
Экономическое обоснование и выбор рационального	варианта!
разработки анализируемого месторождения необходимо	осущест

влять таким образом, чтобы в максимальной степени способство

вать	снижению	общественных затрат		на	нефть	и ускоренному			р а з
витию отрасли.
В	качестве	основного д о л ж е н приниматься				критерий		достиже
ния	максимальных		производственных		результатов		при	наимень
ших затратах .					'
Этому критерию			отвечает выбор	рационального			варианта		раз
работки по показателю приведенных				затрат:
			С + еК = min,
где	С — себестоимость добычи нефти;				гК—начисления			на	капи
тальные вложения;			е — коэффициент	сравнительной			экономической
эффективности.
При экономическом обосновании рационального варианта раз
работки нефтяного			месторождения	на	базе показателя			приведен

ных з а т р а т необходимо предусматривать получение минимума при


веденных затрат на 1 т нефти при условии равенства		среднегодо
вых уровней	добычи нефти (или суммарного объема	д о б ы в а е м о й
продукции) по в а р и а н т а м за равные промежутки времени			с учетом',
капитальных	вложений в подготовку запасов, а т а к ж е		с учетом1

обратного поступления капитальных вложений в народное хозяй ство в виде амортизации и возмещаемых в и з д е р ж к а х добычи неф -

3* 35

ти геологоразведочных затрат . Равенство добычи нефти по вариан там за анализируемый период достигается вводом в эксплуатацию

дополнительных мощностей по добыче нефти

отрасли.

Д л я

решения

поставленной задачи,

используя

методику

расче

т а технологических

показателей

Т а т Н И П И н е ф т ь

[113],

были рас

считаны

показатели

р а з р а -

ботки

вариантов,

отличаю

щихся

друг

от

друга

по

темпам

ввода

эксплуата

ционных скважин в разра

ботку

темпам

отбора

нефти.

Исследования

проводи

лись

для

четырех

вариантов

по темпам отбора в началь

-1

ный

момент

2,5%; 5%,

10%

15%,

к а ж д ы й

из

которых

і,годы

был

рассчитан

при

следую

щих темпах ввода эксплуа

тационных скважин в экс

плуатацию: при

мгновенном

вводе,

т а к ж е

при

различ

ных

сроках

р а з б у р и в а н и я

з а л е ж и

года,

10 л е т ) .

Число

нагнетательных

скважин

составляет

30%

от

числа

эксплуатационных .

Предполагалось, что в пе

риод

разбуривания

з а л е ж и

к а ж д ы й

год

равномерно

вступает

одинаковое

число

скважин .

Н а

рис.

представлены

два

крайних

варианта

раз

Рнс. 2. Изменение дебитоп нефти и жидкости в

работки по темпу отбора

(15

зависимости

от сроков ввода месторождения в раз

2,5%)

по

различным

работку.

Темп отбора

(в

% ) : о — 2.5:

6—15%.

Ввод:

/ —

значениям

периода

разбу

мгновенный;

2 — 3

года;

3 — 7 лет;

4 — 10

лет;

ривания.

5 — 20

лет.

М а к с и м у м ы полученных

кривых у б ы в а ю т по мере увеличения периода

разбуривания .

Более

р е з к а я степень снижения максимумов отборов

н а б л ю д а е т с я

по

мере

увеличения

темпов

отбора

(см. рис. 2,6).

Так,

при

темпе

отбора

15%

максимум

добычи

нефти

при

десятилетнем

вводе

снижается относительно мгновенно на 30%, в

то

время

как

при

2,5%

отбора

то

ж е

снижение

составляет

только

10%.

Н а

рис.

3 л р е д с т а в л е н о

изменение

среднегодовых

уровней

до

бычи

нефти

(отношение

текущих среднегодовых уровней

макси -

м а л ь н о м у) за первые 5 и 15 лет в зависимости от периодов разбу - ривания (от мгновенного ввода до 10 лет) .

Среднегодовые отборы за пятнадцатилетний период в зависи мости от сроков разбуривания месторождения изменяются незна чительно, причем чем больше темп отбора, тем меньше степень снижения среднегодовых уровней добычи, начиная от мгновенного

ввода до десятилетнего ввода. Если

при 2,5%-ном

темпе

отбора

это снижение характеризует

ся 33%, то при 15%-ном —

12%.

Более

резко изменяются

значения

среднегодовых

уровней

за

первые пять

лет

и в зависимости от темпа

ввода

порядок

снижения

/ Ч .

15лет

практически

одинаков —

27—29%'.

Влияние

различных

сро

(Ta

ков ввода скважин в экс

15леп(

плуатацию

на

показатели

разработки QH , QH< особенно

велико

первые

годы

раз

, 5лет

работки

месторождения, т. е.

первые

5—10

лет.

При 15%-ном темпе от

г.годы

бора к пяти

годам

при мгно

Рис. 3. Зависимость

среднегодовых

уровней д о б ы

венном

вводе

отбирается

чи

нефти

от темпа отбора и времени ввода мес

нефти 53%'

от

извлекаемых

торождения

в разработку.

Темп

отбора

год

от

извлекаемых

запасов):

запасов,

при

десятилетнем

— 15; / /

—

10; / / / — 5 ;

IV — 2,5.

в в о д е - — 1 5 % ,

десяти

го

д а м — эти

цифры

соответственно

равны

и 49%,

годам —

89 и 78%,

д а л е е

р а з р ы в м е ж д у

этими

величинами

уменьшается .

Степень влияния сроков разбуривания на накопленные пока

затели	во времени для различных темпов отбора практически оди
накова.
Н а	поздней стадии разработки месторождения темп разбури
вания	практически не влияет на технологические показатели.

Технико-экономические расчеты позволили определить зависи

мость приведенных		з а т р а т на	1 т нефти от плотности			сетки сква
ж и н и сроков	ввода	месторождения в		разработку	за	периоды 15
и 30 лет (рис.	4) .
Полученные зависимости			позволяют	определить	рациональный

вариант разработки по плотности сетки скважин, системе воздей

ствия, темпу отбора, а т а к ж е		оценить	целесообразный темп	ввода
в разработку	анализируемого	месторождения.
Ухудшение	показателя приведенных		з а т р а т с увеличением	сро
ка ввода месторождения в разработку			объясняется уменьшением
темпов отбора	запасов .

П ри з а д а н н о м темпе ввода месторождения в разработку по за

висимостям приведенных з а т р а т от плотности сетки скважин		при
различных темпах ввода м о ж н о определить рациональный	вариант
•разработки месторождения с учетом требования получения	макси
мально возможной нефтеотдачи.
При увеличении срока ввода месторождения в разработку ми
нимум приведенных з а т р а т смещается по оси абсцисс влево,		т. е.
в сторону более плотных сеток скважин .

C+CK.pyS/m

J l

Рис. 4. Зависимость уровня приведенных затрат (С+гК,							р у б / т ) от	плот
ности сетки	скважин ( F , г а / с к в )			и темпа ввода месторождения				в раз
	работку с учетом фактора времени.
Показатели	разработки	за	число	лет:	а —30:	6—15.	/ — мгновенный
	ввод. Ввод	в	течение	лет:	2 — 3;	3 — 7: 4 —	10.

Таким образом, очевидно, что темп ввода месторождения в раз работку влияет на выбор рационального варианта; при неодинако вых темпах ввода требованиям рациональности отвечают различ ные варианты по темпам отбора, плотности сетки с к в а ж и н и си стеме воздействия.

Однако при любых темпах отбора нефти экономически целесо о б р а з н о вводить месторождение в разработку возможно в более короткие сроки.

Полученные зависимости показывают, что для выбора рацио нального варианта разработки не всегда достаточно пятнадцати летнего периода оценки, хотя этот период имеет больше народно хозяйственное значение и характеризуется наиболее высоким уров

нем добычи нефти. Когда к концу этого		периода извлекается мень
ш а я часть запасов, экономическую	оценку и		выбор оптимального
варианта целесообразно проводить	за	более	длительные периоды
разработки .

Так, в нашем примере оценка вариантов по показателю приве денных з а т р а т за тридцатилетний период по сравнению с анало гичной оценкой за пятнадцатилетний период позволяет выбрать в качестве рационального варианта с более редкой сеткой с к в а ж и н при мгновенном вводе вариант с плотностью сетки 65 га/скв, при


трехлетнем		сроке ввода — 62, при семилетнем — 50 и		при	десяти
летнем — 40		га/скв.
	При пятнадцатилетнем периоде оценки вариантов по показатег
л ю	приведенных затрат в зависимости от сроков ввода			рациональ
ные	варианты		следующие (в г а / с к в ) : мгновенный — 45; 3		года —
42;	7 лет —36;		10 лет —34.
	Из изложенного можно сделать следующие выводы.
1. Темпы ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию					суще

ственно влияют на технико-экономические показатели его разра ботки и выб'ор рационального варианта .

2. Увеличение сроков ввода ухудшает экономику р а з р а б а т ы в а е мого месторождения, что вызвано замедлением темпов отбора запа

сов. При этом минимальные значения	приведенных			затрат	при
различных сроках ввода смещаются в	сторону более			плотных	се
ток с к в а ж и н (см. рис. 4).
3. При заданном плановом изменении добычи нефти на место
рождении рациональная система его	разработки		обосновывается
в соответствии с классическим критерием		рациональности.
При отсутствии планового з а д а н и я	по	добыче	нефти на проек

тируемое месторождение вариант рациональной системы его раз работки целесообразно выбирать при помощи метода «выравнива ния» вариантов по объему добычи нефти в соответствии с инструк цией АН С С С Р [168].

Г л а в а I I

РАСЧЕТЫ Д Е Б И Т О В Д О И ПОСЛЕ ПРОРЫВА ПРИ ПОСТОЯННЫХ ВНУТРЕННИХ

Ф И Л Ь Т Р А Ц И О Н Н Ы Х СОПРОТИВЛЕНИЯХ ( О Д Н О Р О Д Н Ы Й ПЛАСТ)

Одним из основных этапов проектирования разработки нефтя ного месторождения является определение геолого-технических по казателей и, в частности, дебитов и сроков разработки одно- и многопластового месторождения . При ориентировочной оценке добывных возможностей нефтяного месторождения с целью проекти рования первоочередных объектов обустройства, а иногда и при составлении технологической схемы разработки гидродинамические расчеты по определению дебитов и сроков разработки проводятся без учета неоднородности пластов по проницаемости и прерывисто сти. Н а этой стадии проектирования разработки чаще всего изу ченность месторождения и .степень достоверности исходных геологопромысловых данных такова, что учет неоднородности и услож -

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 324 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ