Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 109

Эксплуатационные расходы: эксплуатационные расходы рас­считывались по следующим укрупненным статьям затрат, учиты­вающим амортизацию скважин, оборудования, рабочих и силовых машин, шлейфов, газопроводов, сооружений и других элементов обустройства, заработную плату, отчисления за геологоразве­дочные работы, прочие затраты.

Исходными данными для расчета амортизации послужили

стоимости всех элементов обустройства и соответствующие им нормативы отчислений на реновацию.

1.   1. Скважины - реновация
KWVck.0,083 (8,3%).

Срок начисления -12 лет.

2.   Оборудование скважин:
насосно-компрессорные трубы - реновация

КкктЛГ»в0,143 (14,3%);

арматура фонтанная, подземное оборудование - реновация

Срок начисления - 7 лет

3.   Обвязка устья скважин

KWWU43 (14,3%).

Срок начисления - 7 лет

4.   Технологическое оборудование

вОД (10%).

Срок начисления - 7 лет

5.   Газопроводы

bO,O25 (25%).

Срок начисления - 40 лет

6.   Шлейфы

О.ОвЗ (8,3%).

Срок начисления - 12 лет

176


7. Обустройство кустов  (8,3%).

Срок начисления - 12 лет

8.  Здания

KWW>,05 (5%).

Срок начисления - 20 лет

9.  Дороги

КдорЛГсквО.063 (6,3%).

Срок начисления - 16 лет

10.  Краны шаровые

IWWU (10%).

Срок начисления -10 лет

11.  Сети технологические

Kc.tJV«b0,083 (8,3%).

Срок начисления - 12 лет

12.  Силовые машины

КсмЛГск.0,044 (44%).

Срок начисления - 23 года

13.  Прочие рабочие машины

К„р.р.мЛГскв0,044 (44%).

Срок начисления - 23 года

14.  Сооружения

>,043 (4,3%).

Срок начисления - 23 года

15.  Измерительные приборы

VWU43 (14,4%).

Срок начисления - 7 лет

16.  Вычислительная техника

ч.т#«в0Л43 (14,3%).

Срок начисления - 7 лет

17.  Прочие

КпрЛГсмО.143 (14,3%).

Срок начисления - 7 лет П.  Эксплуатационные ЛЭС КлэсЛГ«в0,025 (2,5%).

Срок начисления - 40 лет

III.    Эксплуатационные ПДС
КпдсЛГсиО.063 (6,3%).

Срок начисления - 16 лет

IV.  Заработная плата
<7/),01 руб/1000 м3,

где Q, - годовая добыча в f-м году.


177


-V.   Отчисления за ГРР 9.2,3 руб/1000 м3.

IV. Вспомогательные материалы 9,0,08 руб/1000 м3.

Итого п.п. (I + П + Ш + IV + V + VI)K,

где К - коэффициент неучтенных затрат, рассчитываемый на основе, анализа себестоимости добычи газа по ГПУ и равный 1,19.

Исходя из  суммарных эксплуатационных затрат и годовой добычи газа годовая себестоимость газа


(55)

I С : q = с.

t-i г     г

Второе слагаемое расходной части интегрального критерия с учетом уравнивания вариантов и оценки компенсирующей про­дукции определяется по формуле

1 + г)

(56)

о        _    1    у     приб?'    пром

t-\

приб

t-\

(1 + Е   ) нп

где  q   б-  -  прибавленная  продукция относительно базового

отбора в tгоду для приведения вариантов к одинаковому объему производства; Цпром - промысловая цена на газ.

При оценке приведенных затрат в прибавленную продукцию принята промысловая цена на газ - 32,5 руб/1000 м3. Рост стоимости газа во времени учитывали по формуле (10) при г = - 0,16, что отражает тенденцию усложнения горно-геологиче-ских условий производства, когда компенсация (уравнивание)

Выбор оптимального варианта разработки сеноманской залежи Ямбургского млн.руб.

Вариант

Год окрн-

Добыто

Коэффици-

Первоначаль-

Приведенные

чания раз-

газа

ент газо-

ные приведен-

затраты в

работки

с начала

отдачи

ные затраты

прибавленную

разработки

продукцию

1-120

2026

3689

0,8222

1011,5

21636,9

II-140

2024

3686

0,8215

1004,9

22980,4

III-160

2022

3649

0,8132

995,2

24055,2

IV-170

2022

3667

0,8172

998

24160,5

V-180

2021

3638

0,8108

994,7

24597

VI-200

2021

3661

0,8159

998,3

24722,4

VII-220

2020

3634

0,8099

996,9

25145,3