9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки

При составлении проектов и технологических схем разработки на основе выбранной системы разработки по каждому рассматриваемому варианту определяются технологические и экономические показатели. Данные показатели тесно связанны между собой и их совокупность носит название технико-экономические.

1. Месячная и годовая добыча нефти Q^м_н, Q^г_н - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам данного объекта соответственно за месяц и за год. Эти показатели определяются суммированием добытой нефти из всех добывающих скважин за соответствующий период. Характер изменения во времени этих показателей зависит от свойств пласта и насыщающих его нефти, от систем и технологии разработки (рис.9.11.)

Рис.9.11. Динамика добычи жидкости и нефти по годам

2. Месячная и годовая добыча жидкости Q^м_ж, Q^г_ж - суммарная добыча нефти и воды соответственно за месяц и за год. В начальный период разработки из залежи добывают безводную нефть. На месторождениях, разрабатываемых путем закачки воды, в дальнейшем скважины постепенно начинают обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти (рис.9.11.)

3. Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания растворенного газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте и наличия газовой шапки. При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому объем добываемого газа можно определять как произведение объема добытой нефти на величину пластового газового фактора. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается.

4. Обводненность добываемой продукции. Она определяется как средний показатель за каждый месяц и за каждый год для каждой добывающей скважины и по залежи в целом. Размерность ее – доли единиц или % (рис.9.12.).

Рис.9.12. Динамика обводненности по годам

Величина обводненности добываемой продукции численно равна отношению добытой воды к добытой жидкости за соответствующий период:

, (9.11)

Во времени величина обводненности в процессе разработки изменяется от 0 до 100%. Характер обводнения скважин и залежи в целом зависит от многих факторов, прежде всего, от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды и послойной неоднородности пласта. С увеличением вязкости пластовой нефти и степени неоднородности пласта сокращается период безводной добычи нефти, увеличивается темп роста обводненности добываемой продукции. Обводненность может служить показателем эффективности разработки пласта.

5. Накопленная или нарастающая добыча нефти Q^нак_н определяется суммированием годовой добычи нефти из залежи за все предшествующие годы разработки. Она в начальный период разработки интенсивно растет, а по мере обводнения скважин темп роста нарастающей добычи нефти снижается (рис.9.13).

Рис.9.13. Динамика накопленной добычи нефти по годам

6. Коэффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют термин «коэффициент нефтеотдачи пласта». КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения.

7. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) относятся к прогнозным показателям. Численное значение НИЗ равно объему нефти, который может быть извлечен из пласта за весь период разработки:

, (9.12)

Наряду с абсолютными технологическими показателями добычи нефти используются следующие относительные, т.е. безразмерные показатели разработки

8. Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) определяются как отношение годовой добычи нефти соответственно к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:

, (9.13)

Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вычитания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:

_, (9.14)

Темп отбора нефти от НИЗ в начальный период разработки возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, постепенно снижается.

9. Коэффициент использования запасов нефти определяется как отношение накопленного отбора нефти к НИЗ:

_, (9.15)

Коэффициент использования запасов, по существу, это то же самое, что и накопленная добыча нефти. Отличие заключается лишь в том, что К_исп(t) – величина относительная, а накопленная добыча нефти является размерной величиной. При разработке месторождения методом искусственного поддержания пластового давления, кроме вышеназванных, используются следующие показатели

10. Закачка вытесняющих агентов (воды) годовая и накопленная. По графикам изменения годовых объемов закачки воды, отбора нефти, обводненности продукции и среднего пластового давления можно оценить эффективность заводнения пластов.

11. Компенсация отбора жидкости закачкой определяется как отношение накопленной закачки воды к накопленной добыче нефти в пластовых условиях, %.

12. Водонефтяной фактор (ВНФ) определяется как отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти. Чтобы достичь одинакового значения КИН, на залежах вязких нефтей требуется закачивать в пласт больше объема воды по сравнению с залежью маловязкой нефти, т.е. один и тот же КИН достигается при различных значениях ВНФ.

Кроме указанных выше технологических показателей разработки применяются следующие показатели:

13. Действующий фонд скважин добывающих и нагнетательных скважин.

14. Средний дебит одной скважины по нефти и по жидкости за месяц.

15. Месячная, годовая и накопленная добыча нефти из каждой скважины.

16.Распределение давления в пласте (карта изобар) – строится по замерам пластового давления в скважинах. Оно характеризует энергетическое состояние разрабатываемого пласта.

17. Давление нагнетания Р_уст по скважинам

18. Забойное давление Р_заб в добывающих скважинах.

19. Распределение температуры в пласте.

20. Распределение скважин по способам эксплуатации.

К экономическим показателям разработки относятся:

• капитальные вложения;

• удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти;

• текущие затраты без учета затрат на амортизацию основных производственных фондов;

• эксплуатационные затраты, включающие затраты на амортизацию основных фондов;

• себестоимость продукции;

• прибыль;

• экономический эффект.

Капитальные вложения  затраты на создание новых, реконструкцию и расширение основных производственных фондов (строительство скважин, объектов сбора, подготовки и транспорта продукции, объектов по очистке технологической воды и средств по ее закачке в пласты, электроснабжению, автоматизации производственных процессов добычи и транспорта нефти и др.).

Эти вложения на 60  70% определяются стоимостью строительства скважин.

Поэтому приближенно их оценивают по стоимости одной скважины с учетом коэффициента пропорциональности стоимости основных фондов и стоимости всех скважин. В проектах разработки капитальные вложения определяют по затратам на отдельные виды оборудования и затратам на строительно-монтажные работы, а также по нормативам капитальных вложений, принятым в отрасли.

Удельные капитальные вложения  отношение накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти. Различают удельные капитальные вложения на 1 т новой мощности, равные частному от деления капитальных вложений за некоторый период времени к расчетной добыче нефти из новых скважин за этот же период времени.

Текущие затраты определяются в основном числом скважин и зависят от объема текущей добычи нефти, воды и газа. От уровня добычи зависят затраты энергии на механизированную добычу, транспорт и первичную подготовку нефти. Сюда же входят затраты на эксплуатацию системы воздействия на пласт.

Эксплуатационные затраты  сумма затрат на амортизацию основных производственных фондов и текущих затрат.

Себестоимость добычи нефти  отношение эксплуатационных затрат к добыче нефти.

Приведенные затраты формируются из себестоимости добычи нефти и удельных капитальных вложений в виде:

_, (9.16)

где: S_пр  приведенные затраты, руб/т;

С_н  себестоимость нефти, руб/т;

Е  нормативный коэффициент, руб/т;

K  удельные капитальные вложения, руб/т.

Для сопоставления вариантов технологических схем разработки используют показатель годового экономического эффекта

_, (9.17)

где: Э  годовой экономический эффект, руб.;

S_пр1, S_пр2  приведенные затраты на единицу продукции, произведенные по базовой и рассматриваемой схемам и по технологии разработки, руб.;

A₂ — годовой объем добычи нефти, т.

Производительность труда  годовой объем добычи нефти или газа, приходящийся на единицу промышленно-производственного персонала, или стоимость валовой продукции на единицу промышленно-производственного персонала в единицу времени.

Валовая продукция нефтегазодобывающего предприятия определяется в денежном выражении произведением отпускной цены на. нефть или газ на количество ее в единицу времени плюс стоимость прочих услуг.

Прибыль равна разнице между стоимостью сданной в единицу времени продукции и эксплуатационными затратами.

Используют и другие показатели, характеризующие эффективность деятельности предприятия. Определение комплекса экономических показателей регламентируется соответствующими инструкциями и методическими указаниями, принимаемыми в нефтяной и газовой отрасли.