Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
кдкс — кксс + d9; (3 5g)
эдкс = эксс + dj0wк,
126
где Кксс — независимые капиталовложения в КС; Эксс — независимые эксплуатационные затраты в КС; (іУк = cq In),
Рмг, Рпр — давление в магистральном газопроводе и на приеме ДКС соответственно.
Затраты, не связанные с учтенными выше подсистемами технологическими факторами:
К = К + dn?7 + dq max?8;
(3.60)
Э = Э + dn?9 + d q?J0
проч про J3 скв J4 n
В уравнениях (3.54) — (3.60) dJ — dJ4 — коэффициенты пропорциональности затрат от следующих за ними аргументов; ?J — ?J0 — показатели нелинейной зависимости частей затрат от аргументов. Все эти величины представляют собой экономические нормативы, которые определяются путем количественного анализа фактических и проектных значений затрат и аргументов.
Для вычисления затрат из газодинамических расчетов получаем аргументы: лскв, q^, qm W,.,, лсп, и прочие; затем, зная нормативы экономических зависимостей (параметры моделей экономики), находим для данного технологического варианта значения критерия — оценки запасов при данной технологии R.
Надлежащий выбор исходного варианта разработки ускоряет нахождение лучшего варианта. Вариант определяется тремя параметрами: максимальным темпом отбора gmax, максимальным числом скважин лскв max, максимальной мощностью до ДКС max. Исходный темп отбора на основании эксплуатации газовых месторождений можно находить по формуле
qт = N/20; (3.6J)
исходное максимальное число скважин по формуле
скв max = q з^ода (3.62)
где
= ішп^сквадт], (3.63) а максимальную исходную мощность по выражению
Wдкс max = ІП Рмг , (3.64)
V((0,3p пл.о) a + скв w)q скв w
где q^jj w — дебит скважины при данной мощности,
127
= шіп[дскв при рпл= 0,3рпл.о, q по (3.44) или (3.45)]. (3.65)
Для отыскания варианта с максимальной оценкой используются следующие методы покоординатной оптимизации:
1 . Интервал возможных значений оптимизируемых аргументов делится на несколько равных подынтервалов вокруг исходного значения (например, две в сторону уменьшения и две в сторону увеличения).
2. Просматриваются все интервалы первого аргумента с максимумом оценки, это значение вытесняет в исходном варианте значение первого аргумента.
3. Со вторым и третьим аргументами повторяется последовательно действие пункта 2.
4. За интервал возможных значений аргументов принимаются значения подынтервалов, охватывающих набор аргументов, результирующих из пункта 3.
Запасы природных газов с многокомпонентной продукцией оцениваются на базе тех же принципов, что и с одноком-понентной продукцией (чисто газовые залежи), но принимается во внимание следующее:
цена многокомпонентной продукции складывается из суммы цен всех компонентов продукции;
темп извлечения компонентов продукции, отличающихся от газового компонента, определяется по темпу добычи газа (газового конденсата) и содержанию рассматриваемого компонента в газе, являющемся носителем (основным компонентом продукции) всей продукции;
цена единицы компонента продукции, отличающегося от чистого газа, так же как и цена единицы чистого газа, меняется во времени, но не обязательно по идентичному закону;
затраты в рассматриваемом случае включают все те элементы, которые присутствуют в однопродуктивном расчете. Но размеры затрат аналогичных элементов часто не совпадают количественно. Другим эффектом многокомпонентной продукции являются изменение (ухудшение, как правило) газодинамических характеристик, увеличение газодинамического сопротивления движению потоков носителя газового потока.
Третий момент специфики многопродуктивного случая — появление новых элементов и подсистем в составе технологии: конденсатосборный коллектор, установки по стабилизации конденсата, подсистемы закачки чистого (сухого) газа или других агентов воздействия на залежь, сеть нагнетательных трубопроводов, нагнетательные скважины, установки для
128
выделения из потока гелия, сероводорода и других компонентов и их переработки.
Из сказанного следует, что каждый вид многопродуктивного процесса добычи природного газа должен иметь свою нормативную технологию для определения, вычисления продуктивной и затратной частей рентной оценки. При этом необходимо учитывать указанные общие черты всех видов, общие отличия от базисного, чисто газового случая.
Исходя из этих соображений, газоконденсатные залежи следует оценивать при двух принципиально разных видах технологии:
1) без поддержания пластовых давлений — технология, аналогичная технологии для чисто газовых залежей;
2) с поддержанием пластовых давлений путем возврата газовой части продукции полностью или частично (закачка других агентов поддержания пластовых давлений пока признается экономически не оправданной).
Рентную оценку можно проводить на основе нормативной технологии разработки газовых залежей, алгоритма и программы, а также создания справочно-информационной системы для систематических массовых и одиночных определений экономических оценок и выдачи всевозможных справок о сырьевой базе газовой промышленности.
Кадастр (банк данных) по месторождениям может быть использован как для рентной оценки, так и для решения комплекса задач информационного, аналитического, экономического характера, а также задач текущего и долгосрочного прогнозирования.
