![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Определение уровня добычи нефти месторождения
Выбор рациональной системы разработки месторождения тесно связан с решением общих народнохозяйственных задач и может производиться на основе экономического районирования добычи нефти. Заданный объем добычи нефти при возможно большей экономии народнохозяйственных издержек распределяется по зонам и районам страны, а внутри зоны — по месторождениям, но пластам или отдельным площадям. Каждая выделенная зона характеризуется своими параметрами (запасами, глубиной, проницаемостью, режимом и т. д.) и технико-экономическими показателями разработки при том или ином числе скважин и различной их плотности размещения. Поэтому задача заключается в том, чтобы установить наиболее рациональное распределение добычи по отдельным месторождениям, площадям, пластам. В соответствии с показателями добычи и временем эксплуатации скважин при различном их числе и различной плотности размещения скважин оценивается экономическая эффективность разработки залежи с точки зрения себестоимости продукции, производительности труда и т. д. Несомненно, каждое месторождение в зависимости о геолого-технических условий будет обладать отличной от других зависимостью себестоимости нефти от размера добычи. При установлении объема добычи нефти по каждому месторождению следует исходить из предпосылки — все затраты по добыче нефти должны быть минимальными. Математически. эта задача сводится к установлению условного минимума функции от нескольких переменных и решается методом неопределенных множителей Лагранжа. Допустим, требуется распределить заданную плановую добычу нефти Qпл по п районам (промыслам или участкам). Тогда очевидно Qпл=Q1пл + Q2пл +,..., +Qn пл, (XIX.5) QплC3 = C31Q1пл + C32Q2пл +,..., + C3nQn пл (XIX.6) Здесь Q1пл, Q2пл,..., Qn пл — добыча по отдельным месторождениям за тот же период времени, что и Qпл, С3 — себестоимость 1 т нефти по зоне; С13, С23,.., Сn3 — себестоимость 1 т нефти по отдельным месторождениям. Для удобства перепишем уравнение (XIX.6) в виде: Uв= f (Q1пл) + f(Q2пл) + … + f(Qn пл) (XIX.7) где f (Q1пл), f(Q2пл), f(Qn пл)— затраты в единицах времени по отдельным месторождениям как функции Q1пл, Q2пл,...Qn пл
где λ л — множитель Лагранжа. Беря частные производные по Q1nл, Q2nл, …. Qn пл и приравнивая в целях нахождения минимума их к нулю, получим:
Рис. XIX.1. Зависимость годовых эксплуатационных затрат по месторождению от годовой добычи для различных месторождений. α 1 , α 2 , α 3 — углы касательных; Qi пл— годовая добыча нефти; f — затраты по месторождениям; 1, 2, 3,..., n — месторождения. Рис. XIX. 2. Зависимость рациональной годовой добычи нефти по отдельным месторождениям от общей добычи по зоне. Ql пл— годовая добыча нефти по месторождению; Q пл — то же по зоне; 1, 2, 3,..., n — месторождения. Из уравнения (XIX.9) следует, что
Для определения изменения Q1nл, Q2nл, …. Qn пл строят зависимости f(Q1nл), f(Q2nл), f(Qn nл), (рис. XIX.I), затем проводят к построенным кривым касательные под одним и тем же углом ах и находят для данного угла касательных сумму:
Значения Q1nл, Q2nл, …. Qn пл установлены по точкам касания прямых с соответствующими кривыми. Очевидно, что если проведем касательные ко всем кривым под углом α 2, то найдем сумму:
Такие зависимости строят до тех пор, пока кривые не будут охвачены касательными до возможного предела. По полученным данным построим новые зависимости — суммарные отборы того или иного месторождения (рис. XIX.2) и по заданной добыче зоны определим рациональные отборы по отдельным месторождениям (промыслам, пластам). Полученное распределение добычи нефти по месторождениям зоны (промысла, пласта) должно быть проверено с точки зрения эффективности капитальных вложений методом неопределенных множителей. Себестоимость 1 т нефти заменяют размером капитальных вложений при данном уровне добычи по месторождению. По аналогичным зависимостям находят распределение добычи нефти по месторождениям зоны (или проверяется полученное распределение), обеспечивающее минимальные затраты и на капитальное строительство по зоне. Описанный метод районирования добычи нефти был разработан во ВНИИ.
§ 3. Определение экономических показателей разработки месторождения по избранному варианту
Продолжительность ввода месторождения в эксплуатацию определяется объемом строительных и монтажных работ и может длиться 2—5 лет. В этот период за каждый год рассчитывается объем буровых и строительных работ, указывается число эксплуатационных и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения. В первый период эксплуатации по данным гидродинамических расчетов определяют для каждого года следующие показатели: 1) число эксплуатационных, нагнетательных и контрольных скважин, вводимых в эксплуатацию; 2) эксплуатационный фонд скважин; 3) уровень текущей добычи нефти; 4) коэффициент эксплуатации; 5) число скважин по способам эксплуатации; 6) объем закачиваемой в пласт и отбираемой из пласта воды; На основании перечисленного определяют экономические показатели за каждый год разработки месторождения. Методика их определения значительно сложнее и резко отличается от применяемой при составлении проекта разработки. В первый период разработки (полное освоение процесса) экономические расчеты следует производить по методике, обеспечивающей максимальное совпадение проектируемых уровней экономических показателей с реальным их уровнем, ожидаемым на месторождении. С этой целью при всех расчетах следует учитывать удельные затраты труда, действующие цены и стоимость буровых и строи Экономические показатели, характеризующие развитие процесса, следующие: - численность персонала основного производства, привлекаемого к разработке месторождения, и производительность труда; - эффективность использования капитальных вложений; - себестоимость добычи нефти. Численность персонала основного производства и производительность труда При определении численности персонала по предприятиям основного производства за основу берут данные о числе действующих скважин и данные об удельных расходах рабочей силы на обслуживание одной скважины. Удельный расход рабочей силы, приходящейся па обслуживание одной скважины, определяется но фактическим материалам о расходе рабочей силы. При этом учитывается ежегодное его изменение. Численность всего персонала основного производства, в том числе инженерно-технического и административно-управленческого, определяют по коэффициенту, характеризующему удельный вес инженерно-технического и административно-управленческого персонала в общей численности работающих. Производительность труда (выработка на одного работника) определяют путем деления добычи нефти за год на число рабочих основного производства, т. е. П=∑ Q/Nр (XIX.13) ∑ Q — суммарное количество нефти, добытое за год; Np — число рабочих основного производства. Этот показатель позволяет сравнивать фактическую производительность труда с плановым в текущем периоде и с производительностью труда на передовом предприятии.
|