Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 110

178


вариантов сможет осуществляться все с более худших месторож­дений (или участков месторождений).

Третье слагаемое расходной части критерия,  отражающее воспроизводственные затраты, определялось по формуле


вГРР


УД-В.г


(57)


где   gt   -   годовой   отбор   в   *-м   году;   Эг   -   коэффициент

газоотдачи;   Зудл*   -   удельные   воспроизводственные   затраты на прирост годовой мощности.

Коэффициенты газоотдачи по вариантам рассчитывались при одинаковом устьевом давлении, соответствующем завершению промышленной разработки месторождения. При этом большое значение коэффициентов газоотдачи оказалось у вариантов с удлиненными периодами стабильной добычи.

Оценка различий в воспроизводственных затратах по вари­антам осуществлялась по удельным воспроизводственным за­тратам на ГРР - 8,4 руб/1ООО м3. Наиболее ресурсосберега­ющим оказался вариант с отбором 120 млрд. мУгод. При этом использовались коэффициенты разновременности затрат (в сравнительной эффективности разработки месторождения) г -- 0,12 и Енп - 0,08.

Суммируя результаты газодинамических и технико-экономических расчетов по всем слагаемым интегрального кри­терия, получаем оценку вариантов в сравнимых условиях (табл. 18). Видно, что максимум среднегодового промыслового эффекта приходится на вариант с наибольшим периодом ста­бильной добычи и отбором газа в 120 млрд. м^год. После­дующее ранжирование вариантов идет с убывающей выгодностью в направлении от меньших к большим годовым отборам, но с одновременным сокращением продолжительности периода  ста-

Таблица   18

Месторождения по интегральному критерию максимума приведенного эффекта, млн.руб.


 


Всего

реализа­ция

Воспроизвод­ственные затраты


Общие при­веденные затраты


Доход от продукции

В том числе

компенса­ция


Максимум промыслового приведенного эффекта



301.5

22949,9

12065,0

23633,4

35698,4

12748,5

301.1

24286,4

11629,5

24843,6

36473,1

12186,7

318,4

25369,3

11277,3

25928

37205,3

11836

308,4

25466,9

11107,5

26086,1

37193,6

11726,7

322,5

25914,2

10978,9

26550,9

37529,8

11615,6

310,3

26031

10748,9

26772,9

37524,7

11490,7

323,2

26465,4

10567,5

27272,5

37840

11374,6

179


бильной добычи. Точно такие же выводы получены и при оценке вариантов по минимуму общих приведенных затрат.

На основе приведенных результатов следовало бы рекомен­довать к внедрению вариант I. Однако время уже упущено, и в этом случае, как уже отмечалось, пришлось бы уменьшить овеществленные в металл и бетон добывные и транспортные мощности.

Поэтому авторы поставили перед собой более скромную за­дачу и привели ряд аргументов в пользу принятия на данном этапе варианта III с отбором газа в период стабильной добы­чи 160 млрд. м3/год, остановив тем самым дальнейший эконо­мически неоправданный форсаж добычи газа из месторождения.

Бели воспользоваться информацией по США и принять старто­вый уровень промысловых цен на газ в 75 дол/1000 м3 с после­дующим их ростом на 7% в год, перевести себестоимость добычи газа в доллары (по официальному курсу) и также заложить в расчеты 7%-ный рост себестоимости добычи газа, то подтверж­даются выводы в пользу стабилизации добывных мощностей (табл. 19). Видно, что разность за весь срок промышленной разработки между вариантами III-160 и 1-120 составит 156,3 млрд. дол., а между Ш-160 и V-180 вариантами -36,4 млрд. дол. При этом первая цифра может расцениваться как упущенная выгода, а вторая - как выгода, которую еще можно получить, если последовать рекомендациям авторов отчета.

Скачать файл