книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

районов с корректировкой при помощи соответствующих коэффициентов, учиты­ вающих влияние географо-климатических, экономических и организационных условий данного месторождения (района) на уровень отдельных затрат.

Стоимость подготовки 1т извлекаемых запасов, учитываемых в себестоимости добычи нефти на анализируемом месторождении,

где Сг — стоимость подготовки 1т геологических запасов в отрасли в перспектив­ ном периоде, руб.; т) — проектируемый коэффициент конечной нефтеотдачи на анализируемом месторождении в рассматриваемом варианте.

Себестоимость добычи нефти в том или ином периоде — отношение эксплуата­ ционных затрат, рассчитанных согласно табл. XX.2, к добыче нефти за тот же период, увеличенное на стоимость подготовки 1 т извлекаемых запасов.

Удельные капитальные вложения и второе слагаемое показателя приведенных затрат (ЕК) целесообразно исчислять по остаточной стоимости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуатации).

Метод расчета удельных капитальных вложений и ЕК поостаточной стоимости основных фондов и затрат на подготовку запасов учитывает, во-первых, меняю­ щуюся динамику производительности объекта во времени в зависимости от при­ меняемых систем разработки, во-вторых, продолжительность амортизационного срока службы скважин, не превышающего (по нормам) 15 лет.

Удельные капитальные вложения на анализируемом месторождении за период, не превышающий средний срок амортизации основных фондов (принима­

К°у^2, К%, — капитальные вложения в эксплуатационное бурение и обустрой­ ство нефтяного месторождения по рассматриваемому варианту в первый, второй, третий, ..., t годы, млн. руб.; Qj, Q£, Q3, — добыча нефти, проектируемая по

данному варианту в первый, второй, третий, ..., t годы, млн. т; К^ап—капиталь­

ные вложения в поиски и подготовку нефтяных запасов на анализируемом место­ рождении *, млн. руб.; t — продолжительность анализируемого периода, годы; a — годовая норма амортизации основных фондов, выраженная в долях единицы (принимается равной 0,067); (t — 0,5); (/ — 1,5); (t — 2,5) и т. д. — продолжи­ тельность использования на анализируемом месторождении капитальных вложе­ ний первого, второго, третьего и т. д. лет (без учета возврата этих вложений в на­ родное хозяйство в виде амортизационных отчислений).

При определении удельных капитальных вложений на анализируемом место­ рождении за период, превышающий средний срок амортизации основных фондов, значение А находят таким образом, чтобы продолжительность использования каждой части капитальных вложений и период амортизации основных фондов,

423

созданных за счет капитальных вложений соответствующих лет, не превышали 15 лет.

Приведенные затраты на анализируемом месторождении за период, не превы­ шающий средний срок амортизации основных фондов,

где За — приведенные затраты на 1т добычи нефти, руб.; Са — себестоимость 1т добычи нефти с учетом геологоразведочных затрат, руб.; Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Приведенные затраты на анализируемом месторождении за период, превышаю­ щий срок амортизации основных фондов на месторождении,

где 8 — максимальная кратность отчислений Еи за 15 лет и более при расчете по остаточной стоимости основных фондов.

§ 2. ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ ОБЪЕКТАМ МНОГО ПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Оптимальный отбор нефти с эксплуатационных объектов — важнейший эле­ мент выбора рационального варианта разработки многопластового месторождения и повышения эффективности общественного производства в отрасли.

Под эксплуатационным объектом в данном случае понимается пласт, горизонт или группа пластов (горизонтов), разрабатываемых единой сеткой скважин с применением или без применения средств для раздельной эксплуатации пластов одной скважиной.

Критерий оптимальности — достижение минимальных приведенных затрат при обеспечении запланированной добычи нефти по нефтяному месторождению. Оптимальное распределение добычи нефти между эксплуатационными объектами может быть проведено за любой период разработки месторождения, но наибольшую ценность приобретает перспективный период за 15 лет. На этот период, как пра­ вило, составляют научно обоснованные прогнозы развития народного хозяйства, в которых, наряду с количественной характеристикой возможных объемов и темпов развития отдельных отраслей, предусматривается дальнейшее улучшение их качественных показателей.

Сущность методики оптимального распределения добычи нефти между объектами и пластами многопластового месторождения заключается в том, чтобы, во-первых, оптимизировать отборы нефти между объектами, предполагая, что эти объекты являются самостоятельными месторождениями, во-вторых, определить технико-экономические показатели многопластового месторождения при разра­ ботке эксплуатационных объектов с технологическими показателями, характер­ ными для разработки тех же объектов в качестве самостоятельных месторождений, и при оптимальном распределении заданной добычи между ними.

Основой распределения добычи нефти между объектами, принимаемыми в ка­ честве самостоятельных месторождений, является установление на них таких отборов, при которых приведенные затраты на приращение 1 т нефти достигают заданного значения, одинакового для всех рассматриваемых объектов (место­ рождений). Необходимое условие для этого — выявление по каждому объекту (месторождению) зависимости между накопленной добычей нефти и суммой приве­ денных затрат за рассматриваемый (15 лет) период, определение аналитического выражения такой зависимости и ее дифференцирование.

Зависимости между накопленной добычей нефти и суммарными приведенными затратами по каждому объекту (месторождению) основаны на технико-экономи­

424

ческих показателях, рассчитанных для различных вариантов по плотности сетки скважин.

В зависимости от рассматриваемых в проекте систем воздействия на пласт для любого объекта (месторождения) можно построить несколько кривых и получить аналитические выражения, отражающие связь между накопленной добычей нефти и суммарными приведенными затратами. Построение кривой зависимости приве­ денных затрат от добычи нефти на многопластовом месторождении в целом в усло­ виях оптимизации отборов нефти по объектам предусматривает проведение сле­ дующих операций:

выбор наиболее эффективной системы воздействия на пласт; определение уровней добычи нефти на каждом объекте при трех или четырех

различных (но одинаковых для всех объектов) значениях производной аналити­ ческих выражений, характеризующих связь между накопленной добычей нефти и суммарными приведенными затратами по объектам;

автоматическое перенесение определенных таким образом значений добычи нефти и соответствующих им технологических показателей разработки объектов (месторождений) на эксплуатационные объекты, рассматриваемые как составные части многопластового месторождения;

расчет суммарных приведенных затрат на многопластовом месторождении при различных уровнях добычи нефти, обусловленных принятыми выше значениями производных по объектам (месторождениям);

построение кривой зависимости суммарных приведенных затрат от добычи нефти по многопластовому месторождению в целом и нахождение ее аналитиче­ ского выражения.

Проиллюстрируем методику оптимизации отборов нефти по эксплуатацион­ ным объектам на следующем условном примере.

Пусть мы имеем трехпластовое месторождение, все пласты которого обладают одинаковыми геолого-физическими характеристиками и свойствами насыщающих газожидкостных смесей, за исключением такой характеристики, как их эффектив­ ные толщины, отношения которых составляют 1 : 0,5 : 0,5.

Проектом разработки месторождения предусматривается в одном случае разбуривание каждого пласта самостоятельной сеткой скважин, в другом — эксплуатация пласта I самостоятельной, а пластов II и III совместной сеткой скважин. Как в том, так и в другом случае было рассмотрено четыре варианта по плотности сетки, а именно 136, 68, 34 и 23 га/скв.

Для всех вариантов принимают одинаковые технологические предпосылки — по ширине полосы поперечного разрезания залежи (4 км), по режиму нагнетания воды (давление на линии нагнетания равно начальному, перепад давления — 4,5 МПа), обеспечивающих по вариантам равное соотношение закачки воды отбору жидкости за все время разработки объектов (пластов). Условно предполагается также мгновенное разбуривание всего месторождения, в результате чего условия реализации технологии разработки пластов становятся одинаковыми.

Основные технологические показатели вариантов разработки эксплуата­ ционных объектов условного многопластового нефтяного месторождения за 15лет приведены в табл. XX.3 и XX.4.

Для каждого эксплуатационного объекта были рассчитаны приведенные затраты при предположении, что эксплуатационные объекты — самостоятельные и единственные месторождения, разрабатываемые отдельными нефтедобывающими предприятиями (табл. XX.5).

После математической обработки данных, приведенных в табл. XX.3—XX.5, получили аналитические выражения, характеризующие зависимость суммарных приведенных затрат (Я3, млн. руб.) от добычи нефти за 15 лет (Q, млн. т) для раз­

425

Дифференцируя данные уравнения, получим формулы для определения при­ веденных затрат на приращение 1 т добычи нефти от проектируемого уровня за 15 лет:

Допустим теперь, что рассматриваемое трехпластовое месторождение пре­ дусматривается разрабатывать самостоятельными сетками скважин на каждый пласт и чтодобыча нефти за 15лет по каждому пласту равна добыче нефти с анало­ гичных однопластовых месторождений, эксплуатируемых отдельными НГДУ, и каждое НГДУ разрабатывает только по одному месторождению. Приведенные затраты на приращение 1т нефти составляют 10 руб. Тогда оптимальные отборы нефти с пластов (месторождений) за 15 лет будут 59; 15 и 15 млн. т. Эти данные можно установить путем решения следующих уравнений:

В табл. XX.6 приведеныданные, характеризующие добычу нефти по объектам при затратах на приращение 1т нефти, равных 7, 10 и 11 руб., для трех и двух сеток скважин.

Исходя из зависимости технологических показателей разработки эксплуата­ ционных объектов за 15 лет от плотности сетки скважин на объектах, установлен­ ной на базе гидродинамических расчетов, определяется зависимость суммарных приведенных затрат в разработку многопластового месторождения от проекти­ руемого на нем уровня добычи нефти за 15 лет. В результате математической обработки соответствующих данных можно установить суммарные приведенные затраты Я3 от уровня добычи нефти по месторождению Q:

для трех сеток скважин

Я3 = 183,4e°’0148Q;

для двух сеток скважин

Я8 = 222,3e0l01069Q.

428

ТАБЛИЦА ХХ.6 ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ ДОБЫЧУ НЕФТИ ПО ОБЪЕКТАМ

Дифференцируя эти уравнения, получим следующие формулы для определе­ ния приведенных затрат на приращение 1 т нефти по месторождению в целом за 15 лет:

(П3у = 183,4е°'0148(?0,0148;

(П3)' = 222,Зе°’01039,?0,01069.

Как увидим позже, указанные аналитические выражения суммарных приве­ денных затрат и затрат на приращение 1т нефти от проектируемых уровней добычи нефти по месторождению в целом, полученные в условиях оптимального распреде­ ления отборов нефти по эксплуатационным объектам, являются основой для опре­ деления рационального варианта разработки многопластового нефтяного место­ рождения. Зная добычу нефти по эксплуатационным объектам, легко определить технологические показатели, соответствующие оптимальному объемудобычи нефти по эксплуатационным объектам и многопластовому месторождению в целом.

§ 3. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При экономическом обосновании системы разработки нефтяного месторожде­ ния главное заключается в выборе рационального варианта, обеспечивающего наибольший экономический эффект в соответствии с принятым критерием и пе­ риодом оценки. Целесообразно принимать 15-летний период, имеющий первосте­ пенное значение для решения важнейших социально-экономических и полити­

ческих задач в стране.

Методика выбора варианта с позиций отрасли характеризуется следующими

положениями:

а) экономическое обоснование и выбор варианта осуществляется в условиях получения равной добычи нефти по вариантам за равные сроки;

б) равенство добычи нефти по вариантам за рассматриваемый срок обеспечи­ вается условным вводом в эксплуатацию одновременно с анализируемым место­

рождением дополнительных площадей; в) при расчете экономических показателей учитываются реальные и ожидае­

мые условия развития отрасли и особенности разработки анализируемого место­

рождения; г) приведенные затраты рассчитываются с учетом геологоразведочных затрат

на подготовку нефтяных запасов как в себестоимости, так и в удельных капиталь­ ных вложениях;

429

д) приведенные затраты рассчитываются по остаточной стоимости основных фондов и остаточным затратам на подготовку запасов (соответственно уменьшению их в процессе эксплуатации).

Выравнивание добычи нефти по вариантам за принятый период оценки проводится в следующей последовательности:

определяется разность в добыче нефти между базисным (вариант сетки с наи­ большей добычей нефти) и другими вариантами разработки месторождения за анализируемый период (AQ);

определяются отраслевые капитальные вложения (включая вложения в геоло­ гопоисковые и геологоразведочные работы), приходящиеся на одну новую нефтя­ ную скважину, в конце анализируемого периода (Ск);

находится начальная производительность (qx) новых скважин (в расчете на условный год), вводимых в эксплуатацию в конце оптимизационного периода, и годовой коэффициент изменения добычи нефти в среднем по отрасли (а);

рассчитывается добыча нефти (AQ'), которую можно получить в течение рас­ сматриваемого периода из новой скважины в соответствии с начальной производи­ тельностью скважин (<7Х) и годовым коэффициентом изменения добычи нефти (a)t

AQ' = <7i (1 — а т) (XX.8)

где Т — период оценки, годы;

определяется необходимое число новых скважин (N) для обеспечения недо­ стающей (по вариантам) добычи нефти (AQ), исходя из объема добычи нефти,

Расчет затрат, соответствующих дополнительной добыче нефти (AQ), прово­ дится в следующем порядке:

а) рассматриваются дополнительные капитальные вложения (AKi) для обеспе чения недостающей по вариантам (за исследуемый период) добычи нефти (AQ'

AKi —CKN; (XX.loj

б) при расчете себестоимости дополнительной добычи нефти предусматрива­ ется распределение (для упрощения расчетов) эксплуатационных расходов на три составные части — амортизацию основных фондов, геологоразведочные затраты и прочие расходы.

Исчисление амортизации основных фондов проводится, исходя из капиталь­ ных вложений в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов и среднего срока службы основных фондов, принимаемого равным 15 годам. В этом случае амортизация (Л) основных фондов, полученных за счет капитальных вложений в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов на дополнительных пло­

где С'к — капитальные вложения в эксплуатационное бурение и обустройство

промыслов, приходящиеся на 1 новую добывающую скважину в отрасли в конце

анализируемого периода.

Геологоразведочные затраты (Р), возмещаемые в себестоимости добычи нефти

430

Расчет прочих расходов осуществляется, исходя из их зависимости от дебитов скважин, установленной в процессе анализа соответствующих среднеотраслевых показателей за ряд лет,

)

где у — среднеотраслевая себестоимость добычи 1т нефти (без учета амортизации основных фондов и затрат на геологоразведочные работы); q — дебит на отрабо­ танный скважино-год; а, b — параметры уравнения.

После преобразования этого выражения прочие затраты (3i), связанные с до­ полнительной добычей нефти в первый год рассматриваемого периода, составят

где R = al~b

Суммируя перечисленные затраты, получим полные издержки (Я), обусловленные добычей недостающей по вариантам нефти:

В соответствии с положением марксистской политэкономии, что стоимость товара в тот или иной момент определяется общественно необходимыми затратами труда на его воспроизводство в этот момент, расходы на подготовку запасов нефти как на анализируемом месторождении, так и на дополнительных площадях при проектировании систем разработки должны учитываться по оценкам будущего периода. Различие лишь заключается в том, что стоимость подготовки 1т геологи­ ческих запасов нефти на рассматриваемом месторождении принимается на уровне среднеотраслевых затрат за перспективный период в целом, а на дополнительных площадях — равной затратам на подготовку 1 т геологических запасов нефти в стране в конце перспективного периода. Это различие в подходе к оценке геолого­ разведочных затрат на анализируемом месторождении и на дополнительных площадях обусловлено повышенной потребностью в геологоразведочных работах для обеспечения перспективного плана добычи нефти при низких темпах разра­ ботки месторождений и возрастающими со временем затратами на подготовку 1 т запасов.

Начисления на капитальные вложения (ЕК в формуле приведенных затрат), учитываемые при расчете приведенных затрат в добыче недостающей нефти (AQ), определяют 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 эффективности (в расчете исходим из 15-летнего срока амортизации скважин и прочих основных средств).

Размер начислений, определенных за 15 лет и более, будет равен восьмикрат­ ной стоимости основных фондов, умноженной на нормативный коэффициент эффек­ тивности, т. е. 8C'KNE.

2. Начисления на вложения в поиски и подготовку запасов по годам рассчи­ тывают, исходя из нормативного коэффициента эффективности и неизвлеченных промышленных запасов и соответствующих им не возмещенных в себестоимости добычи нефти геологоразведочных затрат к началу того или иного года.

431

Эти начисления, определенные за период Т лет, исходя из первоначальной стоимости капитальных вложений в поиски и разведку (Яр), очевидно, соста­ вили бы

Но поскольку при определении начислений следует исходить из геологоразведоч­ ных затрат, еще не возмещенных в себестоимости добычи нефти, то ЕК$Т следует уменьшить на ту часть £ДЯр, которая начислена на капитальные вложения в под­ готовку уже извлеченных запасов:

Таким образом, при расчете технико-экономических показателей разработки дополнительных площадей необходимо использовать следующие исходные данные по созданию и эксплуатации новых мощностей в отрасли:

а) капитальные вложения в разведку и разработку нефтяных месторождений (Ск), приходящиеся на одну новую добывающую скважину в конце оптимизацион­ ного периода, в том числе капитальные вложения в эксплуатационное бурение и обустройство промыслов (С^);

б) начальные дебиты (qx) новых скважин (в расчете на полный год работы); в) годовой коэффициент изменения добычи нефти (а); г) геологоразведочные затраты на подготовку 1т геологических запасов (С*)

нефти и коэффициент нефтеотдачи в отрасли (г|); д) средний срок амортизации основных фондов на нефтяных месторождениях',

гдеЗпрз — приведенные затраты на 1тдобычи нефти из новых мощностей в отрасли (дополнительных площадей).

В качестве рационального должен быть рекомендован вариант, обеспечиваю­ щий наименьшие приведенные «затраты на равный объем продукции за период оптимизации, т. е. за 15 лет.

Поскольку рационаььный вариант может иметь промежуточное значение среди расчетных, тодля его нахождения необходимо построить график зависимости суммарных приведенных затрат в разведку и разработку анализируемого место­ рождения и дополнительных площадей от плотности сетки скважин на анализи­ руемом месторождении и определить на нем экстремальную точку.

Слагаемые такого графика — графики зависимости суммарных приведенных затрат в разведку и разработку проектируемого месторождения и в разведку и разработку дополнительных площадей за оптимизационный период от плотности сетки скважин на рассматриваемом месторождении.

Нами были рассчитаны экономические показатели четырех технологических вариантов разработки условного нефтяного месторождения, различающихся плотностью сетки скважин (23, 34, 68 и 136 га на скважину) и осуществляющихся при одной и той же системе воздействия на пласт. В соответствии с полученными результатами расчетов был построен рис. XX. 1, позволяющий выбрать оптималь­ ный вариант разработки нефтяного месторождения с учетом полных затрат в раз­ ведку и разработку при обеспечении равной добычи нефти за оптимизационный

432