Оценка сравнительной экономической эффективности систем разработки.

Порядок определения экономических показателей разработки нефтяных месторождений с учетом неоднородности пластов сохра­няется в общем виде так же, как и для однородного пласта. В эко­номические расчеты дополнительно вводят показатели, характери­зующие изменения в нефтедобыче по вариантам с выяснением пре­имуществ или потерь, зависящих от неоднородности коллектора, а также показатели, предназначенные для определения очередности бурения скважин резервного фонда на пропущенные воздействием участки (линзы) неоднородного пласта.

Для этой цели необходимо пользоваться максимально допусти­мыми (предельными) значениями экономических показателей, принятых в качество замыкающих затрат.

Основными показателями, позволяющими определить сравни­тельную экономическую эффективность вариантов разработки неф­тяного месторождения в условиях неоднородности коллектора, являются:

а) суммарная и среднегодовая добыча нефти;

б) общие и удельные капиталовложения в разработку нефтя­ного месторождения;

в) себестоимость добычи нефти, предельные уровни себестои­мости;

г) приведенные затраты, прибыль;

д) коэффициенты текущей и конечной нефтедобычи пластов.

Показатели (а—д) рассчитываются и анализируются по необхо­димости — по годам, по стадиям, за основной период и за весь срок разработки, а также для увязки с перспективными пла­нами — за первые 15—30 лет.

Определение экономических показателей разработки нефтя­ного месторождения производится в соответствии с проектируе­мыми уровнями технологических показателей по вариантам и при использовании специальных нормативов капитальных вложении и эксплуатационных затрат, поставленных в зависимость от факторов разработки (сетка скважин, объем добычи нефти и жидкости, нагнетания воды и т. д.).

При разработке нефтяных месторождений капитальные вложе­ния направляются в строительство следующих объектов:

а) нефтяные и нагнетательные скважины (включая их об­
устройство);

б) нефтесборные сетки, нефтепарки и деэмульсационные уста­новки;

в) водосборные сооружения и разводящие магистральные водо­воды;

г) энергосиловое оборудование;

д) прочее обустройство промыслов и цехов ППД.

Эксплуатационные расходы в разработку нефтяного месторож­дения слагаются из:

а) амортизации нефтяных и нагнетательных скважин;

б) амортизации оборудования нефтяных и нагнетательных скважин;

в) капитального ремонта нефтяных и нагнетательных скважин;

г) капитального ремонта оборудования скважин;

д) затрат на обслуживание скважин;

е) затрат по перекачке, хранению и деэмульсации нефти;

ж) энергетических затрат;

з) общепромысловых расходов.

Методика расчета капитальных вложений по направлениям осуществляется в порядке и по форме, приведенным в табл. XVIII.2.

Методика расчета эксплуатационных затрат осуществляется в порядке и по формулам, приведенным в табл. XVIII.3.

Таблица XVIII.2

Порядок расчета капитальных вложений

Таблица XVIII.3

Порядок расчета эксплуатационных затрат

№ п/п	Наименование эксплуатационных затрат	Формула для расчетов	Обозначения
	Амортизация не-фтяных скважин Амортизация нагне-тательных сква­жин	31- М1С1/15   32- М1С1/15	Ml и M2 — скважинно-годы чи­слившиеся
	Амортизация обо­рудования нефтя-ных скважин Капитальный ре­монт нефтяных скважин	33- М1С3/Р     34-n1М1С1/100	Р — срок амортизации оборудования сква­жин в годах n1— процент, начислен­ный па капитальный ремонт скважин
	Капитальный ре­монт нагнета­тельных скважин	35-n1М2С2/100
	Капитальный ре­монт оборудова­ния	36-n2М1С3/100	n2— процент, начислен­ный на капиталь­ный ремонт обору­дования скважин
	Обслуживание не­фтяных скважин		nн i — число скважин на промысле в i-м году и a2, b2 — эмпирические коэф­фициенты
	Затраты на ППД (без амортизации и капитального ремонта нагнета-тельных скважин и электроэнер­гии)		nн — число нагнетательных скважин в i м году a2, b2 — эмпирические коэф­фициенты
	Перекачка и хра­нение нефти		Qi — добыча жидкости в i-м году a3, b3 -эмпирические коэф­фициенты
	Деэмульсация не­фти		Qж i — добыча жидкости в i-м году D — затраты на деэмульсацню 1 тонны не­фти
	Общепромысловые расходы		a4, b4 — эмпирические коэф­фициенты

Капитальные вложения в строительство разводящих маги­стральных водоводов и на приобретение погружных электронасо­сов, а также эксплуатационные расходы, связанные с амортиза­цией этих насосов и потреблением электроэнергии при насосной эксплуатации скважин и на ППД, определяются по методике, предложенной ВНИИ.

Оценка вариантов разработки нефтяного месторождения осу­ществляется на основании анализа технико-экономических пока­зателей разработки месторождения по вариантам — за основной период разработки, завершаемого достижением экономически допустимого минимального дебита скважин.

Глава XIX Выбор рационального варианта разработки нефтяного месторождения

§ 1. Проект разработки месторождения, увязка его с плановым заданием

При выборе рационального варианта разработки определяют необходимый уровень добычи нефти (плановое задание на добычу нефти) и устанавливают вариант, который обеспечивает выполне­ние планового задания по добыче нефти с минимальными трудо­выми и материальными затратами.

В плановом задании на проектирование системы разработки отражается годовая норма добычи нефти в ближайшие пять — шесть лет и после полного ввода месторождения в эксплуатацию. Такое задание тесно увязывается с планом развития нефтяной промышленности в данном районе и в целом по стране. При этом следует учитывать, чтобы уровень добычи нефти на месторожде­нии обеспечивал выполнение плана по району (в том числе и на ближайший год) планируемого периода (5—10 лет). Кроме того, в плановом задании должны учитываться данные о запасах, усло­вия залегания нефтяных месторождений и производственные воз­можности современной технологии разработки. Чем ближе рас­положено нефтяное месторождение к потребителю, чем выше каче­ство и дешевле ее добыча и переработка, тем (при одинаковых других условиях) может быть выше плановое задание.

Плановое задание на проектирование разработки месторожде­ния должно исходить из необходимости обеспечения нефтью района с наименьшими капитальными и текущими издержками па раз­работку. Оно выдается проектной организации перед уточнением проекта разработки данного месторождения, но после представле­ния предварительной схемы разработки, составленной на основа­нии анализа возможных вариантов этой схемы.

При разработке крупных залежей плановое задание должно удовлетворять требованиям более длительного периода (10—20 лет). С целью установления экономически обоснованных пропорции в добыче нефти возникает необходимость в районировании добычи нефти. Установленную добычу нефти по районам (пластам) сле­дует принять за основу при определении планового задания.

Выбранный вариант разработки месторождения должен обес­печить наиболее полное извлечение нефти. Экономические пока­затели его по производительности труда, эффективности вложений и себестоимости, обеспечивающие максимальную экономию в из­держках разработки, транспорта и переработки нефти, должны быть высокими.

При сравнении вариантов разработки и выборе рационального может оказаться, что данный вариант по сравнению с другими наилучший по себестоимости добычи нефти и несколько худшим по эффективности использования капитальных вложений или по производительности труда. В этом случае для оценки экономи­ческой эффективности потребуется расчет экономии или убытка за счет увеличения или уменьшения таких показателей, как время окупаемости капитальных вложений, производительность труда и себестоимость добычи нефти и газа.

Экономия за счет уменьшения времени окупаемости (t < t_баз) или убыток за счет его увеличения (при t > t_баз) против сравни­тельного варианта, принятого за базисный, определится по фор­мулам

Э_ум = K_обa_п (t_ок — t_баз). (XIX.1)

У_ув = K_о6a_п(t_баз-t_ок). (XIX.2)

Здесь Э_ум — экономия за счет уменьшения времени окупаемости по сравнению с экономией по варианту в руб.; У_уб — убыток за счет увеличения времени окупаемости в руб.; К_об — объем капи­тальных вложений в руб.; t_ок — время окупаемости капитальных вложений по анализируемому варианту разработки; t_баз — время окупаемости капитальных вложений по сравниваемому варианту или по месторождению, принятому за базисный, в годах.

Экономию или убыток за счет изменения производительности труда можно определить по формулам

Э_ув = ∑ Q_нгС_ст(3-Збаз) (XIX.3)

Э_ум =∑ Q_нгС_ст(3баз-З) (XIX.4)

Здесь Э_ув — экономия за счет увеличения производительности труда в руб.; У_ум— убыток за счет уменьшения производитель­ности труда в руб.; ∑ Q_нг — суммарная добыча нефти и газа в т; С_ст — средняя ставка на одного человека по тарифу в руб.; 3 — затраты труда по анализируемому варианту на 1 т добытой нефти в человеко-ч; З_баз — затраты труда по сравниваемому варианту или месторождению на 1 т добытой нефти в человеко-ч.

Расчеты суммы экономии или убытка по себестоимости добычи нефти производят обычным путем.

Сравнивая полученные данные экономических расчетов по вариантам или с показателями другого месторождения, можно сделать вывод об экономической эффективности принятого ва­рианта разработки. Окончательный вывод делается по данным геологических, технологических и экономических показателей.

Оптимальный метод выбора рационального варианта разра­ботки путем сравнительного технико-экономического анализа рассмотренных вариантов в практике проектирования разработки нефтяных месторождений наиболее распространен. Часто такой подход приводит к недостаточно обоснованным решениям о выборе целесообразной системы разработки нефтяного месторождения. Задача становится в значительной степени неопределенной, так как не всегда получают варианты с минимальными себестои­мостью и приведенными затратами.

Метод планирования эксперимента, наряду с методическими положениями типовой инструкции АН СССР, позволяет из рас­сматриваемых вариантов однозначно определить вариант, характе­ризующийся оптимальными условиями, например, при данной системе воздействия и плотности сетки скважин, обеспечивающий минимум приведенных затрат. Метод планирования эксперимента позволяет определить относительный оптимум решения задачи для рассмотренных вариантов разработки нефтяного месторож­дения.