Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 104

Так, для варианта I достижение минимального давления на устье скважин происходит после 6 лет дополнительной разра­ботки, для варианта II - после 4 лет и т.д.

При этом представилось возможным уточнить коэффициенты газоотдачи. Приведенный подход позволил внести коррективы и в воспроизводственные затраты, минимальное значение которых оказалось v варианта I, обеспечивающего максимальную газо­отдачу 82,22% от начальных запасов газа т = 4487 млрд. м3.

Прежний метод определения предела разработки месторож­дений, регламентируемый достижением себестоимостью добычи газа замыкающих затрат, в данном случае   неприемлем.  Ос-

168


новными причинами является то, что себестоимость на круп­нейших месторождениях даже в завершающий период разработки оказывается еще довольно низкой, например, по варианту VI она составит в 2020 г. всего 7,54 руб71000 м3. Далее следу­ет отметить, что ввод в эксплуатацию новых компрессоров при резком уменьшении их загрузки оказывается неэффективным как с технологических, так и экономических позиций, ибо эти же мощности целесообразней использовать на новых газовых мес­торождениях.

Проведенные расчеты отражают завершившийся этап развития отечественной газовой промышленности до либерализации внут­ренних цен на энергоносители. После либерализации цен на энергоносители масштаб себестоимости добычи газа значительно изменится, и предел разработки будет определяться технико-экономическими соображениями. При этом в себестоимость вой­дут полные затраты на ГРР, плата за использование ресурсов, возросшие издержки на зарплату, содержание северных поселков и городов и средства на создание Резервного фонда.

Три крайних варианта (см. табл. 16) с годовыми отборами в 120; 200 и 205 млрд. м3 (или соответственно, в 2,7, 4,4 и 4,6% от начальных запасов) носят скорее иллюстративный ха­рактер. Но вместе с тем они четко показывают, что в варианте I продолжительность стабильной добычи составляет почти 12 лет, в вариантах VI, VII - лишь один год.

Напомним, что из крупнейших месторождений Западной Сиби­ри лишь на месторождении Медвежье в силу сложившихся об­стоятельств (приращение запасов от 1548 до 2200 млрд. м3 и задержка с вводом компрессорных станций) продолжительность периода постоянной добычи составит 17 лет с ежегодным от­бором газа в 3,3% от начальных запасов.

Согласно варианту I разработки Ямбургского месторожде­ния в 1991 г. пришлось бы резко снизить добычу (со 159 млрд._ MVrofl достигнутой в 1990 г.), что практически не­реально.

Вместе с тем исключительно высокие темпы наращива­ния отбора совершенно очевидно свидетельствуют о недоучете экономического анализа, закона стоимости и рыночных отноше­ний, так как реализация газа не увязана с прогнозными ценами и экономическими интересами объединения. Переход разработки месторождения на пиковую добычу по варианту в 205 млрд. м3 означал бы расточительное использование овеществленного тру­да и природных ресурсов. Но чтобы изменить стратегию разра­ботки ГКМ, необходимы приватизация и наличие хозяев недр. Без этого по-прежнему будут нарастать противоречия между здра­вым смыслом и нерациональными темпами добычи газа.

В процессе оптимизации разработки месторождения был ис­пользован интегральный критерий с внесением корректив в действующие и прогнозные цены, а также в коэффициенты,

169


Результаты газодинамических расчетов по вариантам разработки Ямбургского ГКМ