Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава VIII
ПЛАНИРОВАНИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ КАК ОДНА ИЗ ПОДСИСТЕМ НАРОДНОГО ХОЗЯЙСТВА СССР
Советский Союз •— страна, обладающая высокоразвитой экономикой. Промышленность СССР состоит из комплекса отраслей, производящих практически все виды современной продукции. Огромное значение для народного хозяйства нашей страны имеет группа горнодобывающих отраслей, дающих минеральное сырье. В эту группу входит и нефтяная промышленность.
Каждая из отраслей промышленности состоит из многочисленных взаимосвязанных подразделений. Так, в нефтяную промышленность органически входят подразделения геологии и геофизики, бурения, непосредственно разработки нефтяных месторождений и добычи нефти, сбора, транспорта и промысловой подготовки нефти и газа, дальнего транспорта нефти от мест добычи к заводам по ее переработке или на экспорт.
Все отрасли как подсистемы народного хозяйства прямо или косвенно связаны между собой. Трубы, изготовляемые металлургической промышленностью, поставляются в большом количестве в геологоразведочные и нефтегазодобывающие отрасли, а газ потребляется в металлургии. То же самое можно сказать об использовании нефтяной промышленностью разнообразной продукции машиностроения, строительных материалов, электрооборудования, электроники и т. д. Отрасли, производящие эти виды продукции, потребляют не непосредственно нефть, а продукты ее переработки или электроэнергию, получаемую от электростанций, где сжигается вырабатываемый из нефти мазут.
Однако наиболее тесно нефтяная промышленность связана с такими отраслями, как геология и разведка запасов нефти и строительство объектов добычи и транспорта нефти.
При этом под упомянутыми геологоразведочной и строительной отраслями подразумеваются организации и предприятия, занимающиеся соответственно разведкой запасов нефти и строительством промысловых и транспортных сооружений и установок, независимо от их административной принадлежности.
От темпа обеспечения геологоразведочной и промыслово-строительной отраслей материальными и трудовыми ресурсами зависят скорость -подготовки новых запасов нефти и газа, а также темпы обустройства разведанных месторождений и ввода их в разработку.
284
Развитие разработки нефтяных месторождений во многом зависит от мощности, обеспеченности и эффективности работы буровых подразделений.
Для развития такой важнейшей отрасли, какой является нефтяная промышленность, народное хозяйство СССР может выделить очень большие, но не безграничные ресурсы. Всякое увеличение количества передаваемых нефтяной промышленности машин, оборудования и материалов связано с необходимостью обеспечения заблаговременного ускоренного развития целого ряда других отраслей народного хозяйства, таких, например, как горнорудная, металлургическая, энергетическая, машиностроительная, промышленно-строительная. Нельзя, не обеспечив развития этих отраслей, резко увеличить поступление ресурсов в нефтяную промышленность.
Поэтому при планировании развития добычи нефти следует основываться на том, что в течение некоторого срока нефтяная промышленность получит определенное, заданное количество ресурсов. Их необходимо распределить между геологоразведочными подразделениями, эксплуатационным бурением, службами-разработки, повышения нефтеотдачи и добычи нефти, строительством промысловых сооружений таким образом, чтобы за планируемый срок было добыто наибольшее количество нефти по возможности при наиболее высокой степени ее извлечения из недр и соблюдении необходимых требований по охране окружающей среды.
Такое планирование развития добычи нефти требует оптимизации затрат ресурсов в различные подразделения нефтяной промышленности.
Требования, которые должны предъявляться к разработке каждого отдельного нефтяного месторождения, связаны с общеотраслевым планированием развития добычи нефти, с учетом подготовки новых запасов нефти, разработки месторождений, использования методов повышения нефтеотдачи и способов эксплуатации скважин. Современные методы разработки нефтяных месторождений с искусственным воздействием на пласты позволяют обеспечить при соответствующей скорости обустройства высокие темпы выработки запасов отдельных месторождений. Теоретически можно, сконцентрировав огромные мощности по-обустройству на одном нефтяном месторождении, разбурив его по самой плотной сетке скважин и применив наиболее интенсивную систему разработки, выйти на высокий «пиковый» уровень добычи нефти из данного месторождения.
Можно, наоборот, разбуривать месторождение с очень низким темпом по редкой сетке скважин. Тогда добыча нефти будет малой. Если каждое месторождение разрабатывать с низким темпом, но все же стремиться получить по стране в целом запланированную добычу нефти, необходимо направить основные материальные ресурсы в ускоренную разведку новых запасов нефти и ввод их в разработку. Тогда из большого числа разведан-
28&
ных месторождений, хотя и введенных в разработку с низкими темпами, можно получить такую же добычу нефти по стране в целом, что и в случае разработки сравнительно небольшого числа месторождений с высокими темпами.
Можно намечать бесчисленное множество вариантов распределения ресурсов в разведку и разработку месторождений и, следовательно, вариантов их разработки. При этом выбирают наиболее оптимальный вариант.
§ 2. ОСНОВНОЙ ПРИНЦИП РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В СССР
При разработке любого месторождения СССР следует выполнять требования обеспечения государственного планового задания по добыче полезных ископаемых при максимальной народнохозяйственной эффективности и соблюдении советского законодательства о недрах. Эти требования как основной принцип рациональной разработки нефтяных месторождений впервые были сформулированы в 1949 г. выдающимся ученым-нефтяником А. П. Крыловым.
Основной принцип разработки нефтяных месторождений заключался в том, чтобы плановая добыча нефти по стране в целом была получена при наименьших народнохозяйственных затратах.
В современных условиях, когда СССР достиг высокого развития индустрии и когда выросли уровни годовой добычи нефти, но в то же время увеличилась доля трудноизвлекаемых ее запасов, плановая добыча по стране, по сути дела, является максимальной добычей нефти, которую можно получить при данном объеме выделяемых народным хозяйством материальных и трудовых ресурсов.
Поэтому основной принцип разработки нефтяных месторождений в СССР можно сформулировать следующим образом: разработка каждого нефтяного месторождения должна осуществляться таким образом, чтобы при заданном объеме материальных и трудовых ресурсов была получена максимальная добыча нефти по стране в целом при возможно более полном извлечении из недр всех полезных ископаемых и соблюдении мер по охране окружающей среды.
Выбор оптимального варианта разработки каждого отдельного нефтяного месторождения должен осуществляться исходя из основного принципа разработки нефтяных месторождений в СССР.
В формулировке основного принципа сказано о возможно более полном извлечении из недр при разработке нефтяных месторождений всех полезных ископаемых, а не просто об их полном извлечении.
Известно, что при осуществлении всех 'методов извлечения нефти из недр экономически оправдан метод, по которому до-
286
стигается только определенный уровень нефтеотдачи. При дальнейшем же увеличении нефтеотдачи стоимость дополнительно извлеченной нефти резко возрастает. Основной принцип разработки нефтяных месторождений, указывая, что нужно стремиться к возможно более полному извлечению всех полезных ископаемых из недр, подразумевает экономически оправданное их извлечение. Тем не менее из всех вариантов разработки каждого нефтяного месторождения при примерно равных экономических показателях выбирают вариант с наибольшей нефтеотдачей.
Практическая реализация основного принципа разработки нефтяных месторождений в СССР осуществляется путем выдачи проектным организациям таких заданий на проектирование разработки отдельных нефтяных месторождений, которые обеспечивают получение в течение планируемого срока максимальной добычи нефти в стране в целом. Уровни добычи нефти определяют Министерство нефтяной промышленности и нефтегазодобывающие объединения. Конечную нефтеотдачу по месторождениям устанавливает Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых.
Министерство нефтяной промышленности и объединения выделяют объемы буровых и строительно-монтажных работ, а также материальные и трудовые ресурсы, необходимые для осуществления разработки отдельных месторождений, вводимых из; разведки в эксплуатацию.
Методически реализация основного принципа разработки нефтяных месторождений СССР осуществляется главным образом экспертным путем, согласно которому уровни добычи нефти по отдельным месторождениям и регионам устанавливают на основе изучения тенденций изменения показателей разведки и разработки нефтяных месторождений, бурения скважин, об-)стройства месторождений, материальных и трудовых затрат, экономических показателей, научно-технического прогресса. Учитывают также уровни добычи нефти по месторождениям, определенные технологическими схемами и проектами разработки. Перспективно оптимальное планирование с использованием вместо экспертных решений математического моделирования развития нефтяной промышленности.
§ 3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПОДСИСТЕМЫ РАЗВЕДКА — РАЗРАБОТКА
Модель развития нефтяной промышленности должна описывать количественно с необходимой детальностью все основные области деятельности этой отрасли промышленности и ее внешние связи. Ниже рассмотрим в укрупненном плане математическую модель деятельности двух главных подразделений нефтяной промышленности, от которых в первую очередь зависит ход
28Г
развития добычи нефти в стране, разведки запасов и разработки нефтяных месторождений. В такой модели речь идет о подразделении «разведка запасов» как об области деятельности, а не об административной единице.
Если рассматривать территорию всей страны или какого-либо нефтегазоносного региона, то в некоторый момент времени на этой территории будут расположены разрабатываемые месторождения, промышленно разведываемые залежи нефти, геологические структуры, обнаруженные геофизическими методами разведки, но еще не разбуренные разведочным бурением и, наконец, предполагаемые нефтегазоносные структуры, т. е. еще точно не установленные.
Согласно принятой в СССР классификации, запасы нефти подразделены на категории А, В, Сь С2, С,, Дь Д2. Ниже приведем их распределение.
О.,-,
Разведанные
Запасы ... A, B,Q Перспективные
Предварительно оцененные
Прогнозные
Дг, Д2
Рис. 138 Схема перемещения запасов из низких в более высокие категории
Принято считать, что А и В относятся к запасам высоких категорий, а Д] и Д2 — к запасам низких категорий. По мере роста разведанности запасы категории Д2 переводятся в Дь а Д! — в категорию Сз, Сз — в С2, С2 — в Q. Из низкой в более высокую категорию запасы переводят с соответствующим коэффициентом, который называется коэффициентом под-тверждаемости запасов. На рис. 138 показана схема перемещения запасов из низких в более высокие категории. При этом количестве геологических запасов, находящихся в соответствующей категории, обозначим символом G,, скорость перевода запасов — g,, а их коэффициент подтверждаемости — а,. Запасы категорий А и В и Q непосредственно извлекаются из недр и, следовательно, убывают со скоростью с/н/^к-
Процесс перемещения запасов, показанный на рис.138, можно выразить аналитически следующим образом:
dGf/dt — ui^g^—g(. (VIII. 1)
Например, изменение запасов категории Ci выражается следующим уравнением:
4Gcl/dt — ac2gC2~Sci-288
Из уравнения (VIII.I) видим, что для обеспечения определенной скорости поступления запасов из разведки в разработку необходимо заблаговременно направлять соответствующие ресурсы в подготовку запасов более низких категорий. Коэффициенты подтверждаемости запасов обычно сильно колеблются, но по каждому конкретному региону или стране в целом можно получить статистические закономерности изменения этих коэффициентов с тем, чтобы рассчитывать скорости подготовки запасов различных категорий. Поддержание величин G, на определенных уровнях необходимо для обеспечения надежности запланированного перевода запасов. Если перевод запасов из какой-либо более низкой категории окажется недостаточным вследствие внезапного снижения коэффициента их подтверждаемости, можно обеспечить перевод данных запасов в более высокую категорию за счет временного снижения величины G,.
Рассмотрим основную часть модели взаимосвязи разведки запасов и разработки нефтяных месторождений.
В нефтегазоносном регионе или в стране в целом разведанные нефтяные месторождения переводят в разработку постепенно, так что в момент времени ^ = 0 вводят месторождение М0, в t\ — месторождение MI, в t2 — месторождение М2 и т. д. Извлекаемые запасы месторождения М0 обозначим через N0, a темп его разработки-—через z0(t). Следовательно, извлекаемые запасы месторождения Mt будут N,, а темп его разработки Zi(t—/,) (tt — время вступления t'-ro месторождения в разработку) .
Отсюда, помня определение темпа разработки месторождения, можно написать выражение для добычи нефти qK(t) из месторождений рассматриваемого региона или страны. Имеем
Отметим следующее. Если рассматривать совместно разведку нефтяных месторождений и их разработку как некоторую подсистему, то развитие такой подсистемы характеризуется общим оптимумом. Этот оптимум можно определять осредненно, считая свойства всех нефтяных месторождений одинаковыми, и дифференцированно с учетом свойств отдельных месторождений. Будем в дальнейшем называть осредненный оптимум о б-щим оптимумом первого, а дифференцированный,— общим оптимумом второго рода.
При заданных ресурсах (труб, буровых установок, машин и т. д.), выделяемых народным хозяйством нефтяной промышленности, можно развивать подсистему разведка — разработка различными путями. Например, направить подавляющую часть ресурсов в разработку, уплотняя сетку скважин на месторождениях и обеспечивая высокий темп их добычи. Однако разведка
19 Ю. П. Желтов 289
запасов нефти при этом будет вестись очень медленно, что спустя некоторое время скажется на развитии добычи нефти, которая не будет столь высока, как могла бы быть при выделенных ресурсах.
Развивать подсистему разведка — разработка можно и по-иному. Так, направив основную часть ресурсов в разведку и не оставив достаточного их количества для разработки месторождений, можно опять-таки не получить большой добычи нефти» Следовательно, если оптимальное распределение ресурсов в разведку и разработку нефтяных месторождений.
Рассматривая возможные перераспределения ресурсов в разведку и разработку нефтяных месторождений, необходимо знать, что не все из материальных ресурсов одинаково потребляемы как в разведке, так и в разработке. Так, ряд ресурсов (бурильных труб, долот, обсадных колонн, цемента и других видов материалов) почти одинаково применимы как в разработке нефтяных месторождений, так и в их разведке. Другие же виды ресурсов (установок подготовки нефти, насосного оборудования и др.) в разведке месторождений либо не потребляют, либо используют очень мало. Однако, во-первых, речь идет о долгосрочном планировании, когда можно перестраивать соответствующие производства в целях оптимального развития добычи нефти в стране в целом, и, во-вторых, механическое оборудование объединяет один общий фактор — затраты металла на его-производство, а металл можно оптимально перераспределить между отдельными производствами.
Оптимум второго рода связан, как уже сказано, с распределением ресурсов в разведку и разработку отдельных месторождений или групп месторождений. Так как физико-геологические свойства нефтяных месторождений различны, затраты ресурсов, требующихся для получения определенной добычи нефти из каждого отдельного месторождения или из каждой группы месторождений с примерно одинаковыми свойствами, будут неодинаковыми. Поэтому и возникает задача оптимального распределения ресурсов в разведку и разработку отдельных месторождений с тем, чтобы при заданных ресурсах получить максимальную добычу нефти из всех месторождений.
Рассмотрим модель развития нефтяной промышленности с установления количественной взаимосвязи разведки и разработки нефтяных месторождений.
Будем при нахождении общего оптимума первого рода считать, что в разработку вводятся некоторые осредненные месторождения с одинаковыми физико-геологическими свойствами. Отметим еще раз, что учесть различие свойств будущих месторождений, если эти свойства можно предсказать, позволяет определение общего оптимума второго рода.
Если рассматриваются месторождения, имеющие в среднем одинаковые свойства, то можно просто полагать, что в некоторый момент времени т вводят в разработку извлекаемые за-
290
пасы нефти AW (т). Тогда, на основе формулы (VIII.2), получим
^-2(/-T)dT. (VIII.3)
Пусть M(t)—общий пробуренный метраж в разведочном и эксплуатационном бурении. Если Mf(t)—метраж разведочного, a M3(t) —эксплуатационного бурения, то
Если заданы выделяемые нефтяной промышленности на планируемый период ресурсы, то заданы и общая длина обсадных труб (в метрах) и общий объем других материалов и оборудования. Тогда
где f(t) • — заданная функция.
Далее примем, что скорость поступления запасов нефти из разведки в разработку g(t) пропорциональна произведению эффективности разведочного бурения Ер на скорость dMf/dt приращения числа метров породы, пробуренных в разведочном бурении, т. е.
e(t)=Ev^-. (vni.6)
Эффективность разведочного бурения Ер, выражающаяся в количестве открытых извлекаемых запасов нефти (в тоннах), приходящихся на 1 м разведочного бурения, изменяется с ростом степени разведанности рассматриваемой территории региона или страны. Однако с целью некоторого упрощения модели будем считать ее неизменной.
Скорость ввода разведанных извлекаемых запасов в разработку обозначим через g3(t)=dN/dt. Эту скорость можно выразить через параметр А. П. Крылова NKp (извлекаемые запасы, приходящиеся на скважину), скорость изменения длины эксплуатационных скважин (в метрах) dM3jdt и среднюю глубину скважины Н. Имеем
В некоторых случаях разведанные запасы нефти не могут быть введены немедленно в разработку. Тогда появляются запасы Л^ор(О) ожидающие ввода в разработку, изменение кото-
19* 291
рых со временем происходит в соответствии со следующим урав-
нением:
Вели dNop/dt = Q, то g(t)=g,(t) и из (VIII.6) и (VIII.7) по-
лучим
или
Можно выразить УУкр через параметр плотности сетки скважин 5С. Имеем
K(Sc), (VIII. 10)
где h, т, SHO, уя — средние по вводимым в разработку месторождениям значения соответственно толщины пласта, пористости, нефтенасыщенности, удельного веса; т^к — конечная нефтеотдача по месторождениям, зависящая от параметра плотности сетки скважин Sc. Если обозначить
то из (VIII. 10) имеем
JVKp = anSjlK(Sc). (VIII. 11)
Введем величину
Здесь Егр — эффективность разведочного бурения, равная количеству геологических запасов нефти (в тоннах), приходящихся на 1 м проходки разведочного бурения.
Из (VIII.9), (VIII.11) и (VIII. 12) получим
ёэ (t) = n_crp. (VIII . 1 3)
НЕгр -f
Для определения зависимости т]к = 'Пк(5с) можно использовать формулу В. Н. Щелкачева
где TII — коэффициент вытеснения.
Подставляя (VIII. 14) в (VIII. 13), имеем
292
Укажем размерности входящих в (VIII. 15) величин: [йп] = т/м2; [Sc] = м2/скв; [?гр] = т/м; [/ (/)] = м/год; [Я] = м/скв; [g, (t)} = т/год.
Для расчета добычи нефти из нефтяных месторождений региона 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 jVKp или 5С, на максимальный темп разработки каждого месторождения будет влиять параметр NKP. В самом деле, чем больше NKP, тем меньше скважин будет пробурено на месторождении. Если принять, что средний дебит скважины не зависит от NKP, то, чем больше Л^кр, тем меньше темп разработки месторождения. Поэтому положим
-, (VIII. 16)
где qc — 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 рассмотрении не будем это учитывать, ограничившись зависимостью (VIII. 16).
Подставляя (VIII. 11) в (VIII. 16), получим
Изменение темпа разработки месторождения во времени z = z(t) можно аппроксимировать следующей простой зависимостью:
Z(t) = —l— "
Максимальный темп разработки месторождения достигает-
ся, КОГДа t = tmax. ИмСбМ
(VHI.19)
Теперь имеем все зависимости для определения q»(t) по формуле (VIII.3). Подставив в (VIII.3) формулу (VIII. 13) и помня, что dN/dr = g3(T:), а также (VIII. 18) с учетом (VIII. 17) и произведя интегрирование, получим изменение добычи нефти qH(t) по рассматриваемому региону или стране.
Оптимизация развития разведки и разработки нефтяных месторождений в регионе или в стране возможна на определенный, заданный срок. Поэтому наряду с текущей добычей нефти qu(t) основное значение будет иметь накопленная добыча нефти за
293
планируемый период t, т. е. QH(0- Ее можно определить интегрированием текущей добычи _нефти по времени. Оптимум находят именно по величине QH(/)-
Различным значениям NKf или 5С будут соответствовать различные в_еличины Q»(t). При этом кривые функции QH(^, NKP) или Qn(t, 5С) вогнуты к оси абсцисс, т. е. имеют максимум. Построив укаазнные кривые и найдя их максимум аналитическим или графическим путем, получим QHmax(0 и соответствующее ему значение NKP или 5С. Таким образом, задача нахождения 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 месторождений, которые предстоит вводить в разработку в планируемом периоде.
Будем основываться на том положении, что из разведки независимо от затрачиваемых на нее ресурсов поступает в разработку определенный набор групп месторождений с различными свойствами. Можно считать, что
&(9 = &i(9+&i(9+?,8(9+,...,+&,(9, (VHI.20)
где g3t — скорость ввода в разработку месторождений i-й группы, обладающих определенным набором свойств.
Если, например, из разведки в разработку вводится некоторое число месторождений средней крупности и крупных с маловязкой нефтью и хорошо проницаемыми коллекторами, то их можно отнести к первой группе. Диапазон изменения свойств месторождений условный и зависит от степени детальности планирования. Мелкие месторождения маловязкой нефти с коллекторами средней и высокой проницаемости можно к примеру, отнести ко второй группе. Нефтяные месторождения с коллекторами 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:
i|),= ""-i"11' . (VIII.21)
^i
Тогда, на основе (VIII 3), добыча нефти из всех месторождений региона или страны будет
294
Поскольку из решения задачи о нахождении оптимума первого рода определена скорость изменения метража эксплуатационного бурения f3(0, ее можно считать заданной. Следовательно, изменение во времени текущей добычи нефти qn(t) необходимо определять с учетом соотношения
Ю = /,(9- (VIIL23)
Накопленную добычу нефти QH(f), как и в случае нахождения оптимума первого рода, получим интегрированием qB(t), т. е.
i
Ъ ft Sci) = j4fScl е-аАг /ej (т) z, <*-T) dr. (VIII.24)

За планируемый срок t из (VIII. 23) имеем Т
2 1 J
Для определения оптимальных 5сг необходимо решить систему уравнений
при условии (VIII.25).
Таким образом, и задача нахождения общего оптимума второго рода решена.
Однако необходимо заметить, что предсказать характеристику нефтяных месторождений, которые будут открыты в планируемом периоде, особенно при долгосрочном планировании, — трудная задача. Значительно легче, опираясь на тенденции эффективности разведочного бурения и поступления ресурсов из народного хозяйства, решать лишь задачу нахождения оптимума первого рода, рассматривая не конкретные нефтяные месторождения или даже их группы, а некоторые запасы нефти с ос-редненными 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 разработки нефтяных месторождений в СССР можно находить общий
295
оптимум подсистемы разведка — разработка первого рода. Однако выполнению этого принципа более соответствует определение общего оптимума второго рода.
Разработка нефтяных месторождений — это медленный технологический процесс, длящийся десятилетиями. Разведка месторождений, 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 вперед. Видимо, и методы оптимального планирования и соответствующую математическую модель развития нефтяной промышленности целесообразнее всего использовать на указанный срок. Однако с несколько большими ограничениями методы оптимального 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 метода планирования добычи нефти по коэффициентам падения дебитов скважин. Согласно этому методу, добыча нефти в планируемом году
?н = <7о«<Лп-Н«, (VIII. 27) -
где qo — среднегодовой дебит нефти каждой скважины в году, предшествующем планируемому; п0 — среднее число «старых» скважин, т. е. скважин, переходящих с предыдущих лет; /Сп — коэффициент падения добычи нефти по «старым» скважинам, равный отношению среднего дебита скважины в планируемом году к среднему дебиту скважин в году, предшествующем планируемому; q — среднегодовой дебит одной новой скважины в планируемом году; п — среднее число скважин, которые будут введены в эксплуатацию в планируемом году.
Пример VIII. 1. Нефтедобывающее предприятие на начало планируемого года имеет в эксплуатации 1000 нефтяных скважин. Предполагается, что в течение планируемого года будет ликвидировано 20 скважин и введено в действие 50 новых скважин. Среднегодовой дебит одной «старой» скважины 9о=2-104 т/год, а одной вводимой скважины <7=1,9-104 т/год.
Коэффициент падения добычи нефти Д"п = 0,95. Требуется определить добычу нефти <7н, которую получит предприятие в планируемом году.
Определим среднее число «старых» скважин в планируемом году. Имеем
1000+ (1000— 20) 1980 «о = - -С-12 - = ~2~ = "°-
Среднегодовое число вводимых скважин
50 п = -2~ = 25.
296
Тогда годовую добычу нефти по предприятию определим по формуле (VIII 27) т е
Пример VII 12 На планируемый период в 20 лет нефтедобывающему объединению установлен план бурения скважин, составляющий 10б м/год. Средняя глубина скважин Я = 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
п - -2-10-eS.
% = 0,5е с .
Средние параметры нефтеносных коллекторов месторождений, вводимых в разработку^ пористость т=0,2; нефтенасыщенность ?„о=0,9; средняя толщина пласта /г=10 м; плотность нефти рн = 0,85 т/м3. Средний дебит скважин qc = = 104 т/год Эффективность разведочного бурения по геологическим запасам ?гр=400 т/м
Темп разработки каждого отдельного месторождения изменяется по закону, формула которого имеет вид
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 5С опт 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 QH за двадцатилетний срок будет максимальной.
На основе формулы (VIII 15) при f(t)=C=\Oli м/год=сопз! имеем
CSr е с
-- (VIII 28)
В соответствии с формулой (VIII. 17) получим
При go = const имеем из (VIII 3) t
Ь = 8<№ f ('-"О е-*- <'-т> dt = g0[l-e-о
Для накопленной добычи нефти за планируемый период t имеем Т
По формуле (VIII 31) можно вычислять накопленную добычу при любом значении планируемого срока t и величины К, а значит, и Sc Например, при 5С =25- 104 м2/скв для t =20 лет
ш 1+2- Ю-6. 25. 104
1и е
10-0,2-0,85-0,85-25-104.0,5 ~ ">^ul год
297
1,445-0, 5- 400-10». 25-10* е 2-1(Ьв-25-10* - 2000- 400 +T, 445 -25- 10* d/./4-lU Т/ГОД;
Аналогичным образом вычислим Qx при Sc=30-104 м2/скв. Имеем Я = 0,2285 -^ ; go = 38,57 • 1 0" т/год;
Таким образом, при увеличении Sc с 25- Ю4 до 30- 104 м2/скв накопленная добыча нефти уменьшается. Чтобы выявить характер зависимости QH от Sc, определим Qu при Sc=15-104 м3/скв. Имеем 104e'+2-io-«45.iQ4
f—'\ ,445- 15- 104- 0,5 " = °-3385
1,445-0,5.400. 10°. 15-
0,8.10e+l,445-15.104 - = 31 ,59-1 0<* т/год;
Как видно из приведенных расчетов, накопленная добыча нефти уменьшается с увеличением параметра плотности сетки скважин Sc от 25- Ю4 до 30- Ю4 м2/скв. Она также уменьшается с уменьшением Sc от 25- Ю4 до 15-1 04 м2/скв. Следовательно, при определенном значении Sc, находящемся в пределах 15- 104<:Sc<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 QK от Sc при сроке планирования f=20 лет. Как видно из рисунка, кривая QK=QB(SC) имеет максимум при 5с=к20-104 м2/скв. Это значение Sc считаем оптимальным.
Определим при 5с~5сопт ежегодный метраж разведочного и эксплуатационного бурения. Из формулы (VIII. 7) имеем для эксплуатационного метража fa(t) следующее выражение:
НЕГР
Соответственно разведочный метраж определяется следующим образом:
Поскольку в данном примере суммарный годовой метраж постоянный, т. е. f(/)=5=106 м/год, то и эксплуатационный Сэ и разведочный Ср годовые мет-ражи бурения также постоянны.
?ГЯС
ГР
anScC
ЯЯГр -f~ яп5с
Из приведенных формул получим _Сэ _ ?Vpff _ j400-2000_ Ср ~~о^Г = 1,445-20.10* ~2'77' Отсюда Сэ=0,735-10в м/год, CP=0,265-10S м/год.
298
з§ 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ .МЕСТОРОЖДЕНИИ
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных 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 локазателей геологоразведочных работ, разработки месторождений и добычи нефти, так и комплекса экономических и технико-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 1 т новой мощности;
3) текущие затраты, без затрат на амортизацию основных фондов;
4) эксплуатационные затраты, включая затраты на амортизацию основных фондов;
5) себестоимость продукции; ?) прибыль;
7) экономический эффект.
При необходимости более детального анализа вариантов разработки нефтяных месторождений определяются также следующие показатели экономической эффективности производства:
1) производительность труда; а
2) приведенные затраты;
3) фондоотдача.
При планировании развития^, нефтяной промышленности в стра- ' не или в регионе можно использовать все перечисленные экономические показатели.
Капитальные вложения — это затраты труда и материальных ресурсов в денежном выражении на создание основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, т. е. затраты на бурение скважин, строительство объектов промыслового
- '
25
метра жин
плотности сетки сква-
299
транспорта нефти, сепарации углеводородов, газобензиновых заводов, установок по обезвоживанию, обессоливанию и де-эмульсии добываемой продукции, очистке технологической воды и ее утилизации, установок по воздействию на пласт с целью повышения извлечения нефти и интенсификации ее добычи, электроснабжению, автоматизации производства и т. д.
Структура основных фондов многих нефтедобывающих предприятий СССР такова, что 60—70% стоимости их составляют скважины. Поэтому при приближенных оценках капитальных вложений можно, зная стоимость одной скважины на г'-м объекте разработки SCKB/, число скважин на объекте п„ а также коэффициент UL пропорциональности стоимости основных фондов и стоимости скважин, определить капитальные вложения Кв в т объектов, разрабатываемых нефтедобывающим предприятием, по простой формуле '
т
's««"n'- (VIIL32)
В проектных расчетах капитальные вложения следует определять по отдельным видам оборудования и строительно-монтажным работам.
При этом следует учитывать, что стоимость сооружений и оборудования, входящих в основные фонды нефтедобывающих предприятий, может зависеть от различных параметров системы 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 продукции, т. е. сепарации углеводородов, обезвоживанию обессоливанию и деэмульсации нефти. Стоимость этих последних сооружений зависит от текущей добычи нефти, воды и газа.
Капитальные вложения при проектировании разработки нефтяных месторождений определяют на основе сметной стоимости бурения скважин и нормативов капитальных вложений, устанавливаемых общеотраслевыми документами. Индивидуальные нормативы на виды сооружений, используемых в условиях данного конкретного месторождения, устанавливают специально на основе анализа фактических капитальных вложений в эти сооружения за последние годы.
Удельные капитальные вложения на каждый год разработки месторождения — отношение накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти.
Удельные капитальные вложения на одну тонну новой мощности — отношение капитальных вложений за некоторый период времени к расчетной добыче новых скважин 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 основном от уровня добычи нефти, газа и воды зависят затраты энергии на механизированную добычу, транспорт и первичную переработку нефти. От объема текущей закачки в пласт веществ с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти зависит стоимость эксплуатации сооружений по воздействию на пласт.
В эксплуатационные затраты входят текущие затраты и амортизационные отчисления от стоимости основных фондов.
Для различных видов сооружений и оборудования, составляющих основные фонды, установлены нормативные сроки амортизации, в течение которых вся стоимость этих сооружений и оборудования, включая их капитальный ремонт, должна перейти 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 5;;
2) амортизацию объектов промыслового обустройства S2;
3) обслуживание скважин 5з;
4) энергию на механизированную добычу жидкости S4;
5) воздействие на пласт с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти 55;
6) сбор и транспорт нефти и газа 56;
7) сепарацию углеводородов, обезвоживание и обессолива-ние нефти S7;
8) общепроизводственные расходы S8;
9) отчисления на геологоразведочные работы S9. Затраты на текущий ремонт входят в затраты на обслуживание скважин 53.
Таким образом, годовые эксплуатационные затраты 5Э отражают сумму указанных выше видов годовых затрат 5,, т. е.
9
5э = У5г. (VIII. 33)
Себестоимость нефти сн равна отношению годовых эксплу -тационных затрат к годовой добыче нефти q», т. е.
сн = 5эА7я. (VIII.34)
Приведенные затраты Snp = cH+EK. (VIII. 35)
где Е — нормативный коэффициент, К.—удельные капитальные вложения, равные отношению накопленных капитальных вложений на рассматриваемй год к годовой добыче нефти.
При составлении технологических схем и проектов разработок нефтяных месторождений необходимо предусматривать ис-
301
пользование передовой техники, технологии и наиболее эффективных систем разработки. Однако эффективность их в одних условиях может быть наибольшей, а в других — наименьшей. Поэтому возникает задача сравнения различных вариантов разработки месторождений по экономическому эффекту, определяемому на основе соответствующих отраслевых методик.
Производительность труда в нефтегазодобывающих предприятиях принято выражать в основном в двух формах: в тоннах добытой нефти или газа в единицу времени (например, за год) на одну единицу промышленно-производственного персонала и в денежных единицах, исчисляемых стоимостью валовой продукции нефтегазодобывающего предприятия на одну единицу промышленно-производственного персонала в единицу времени.
Стоимость валовой продукции предприятия равна произведению отпускной цены на нефть на количество ее, сданной заказчику в единицу времени, плюс стоимость прочих услуг.
Прибыль, получаемая нефтегазодобывающим предприятием в единицу времени, равна разнице между стоимостью сданной предприятием нефти и эксплуатационными затратами за единицу времени.
Фондоотдача — отношение стоимости годовой валовой продукции предприятия к среднегодовой стоимости основных фондов.
В проектных документах экономические показатели разработки нефтяных месторождений обычно тесно связаны с технологическими и техническими показателями.
Поэтому комплекс технических и экономических показателей в технологических схемах и проектах разработки нефтяных месторождений называют обычно технико-экономическими показателями. Для оценки вариантов разработки нефтяных месторождений можно использовать и чисто технико-экономические показатели, такие, например, как металлоемкость и энергоемкость продукции и др.
Экономические и технико-экономические показатели разработки каждого нефтяного месторождения изменяются со временем по мере выработки запасов месторождения, а также существенно зависят от применения достижений научно-технического 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 месторождений в СССР. Каким образом реализуется этот принцип?

На главную страницу