Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 122

Примечания. 1. Экономическая оценка газодинамических вариан­тов осуществлена по состоянию на 1 января 1992 г. 2. Q - годовой отбор, млрд.м3; ру„ - устьевое давление, МПа; Пскв - число скважин; ^дке -мощность ДКС, МВт; Эг - коэффициент газоотдачи; начальные запасы газа Т -- 7422 МЛРД.М3.

193


торождений, которые еще и сейчас в 3-5 раз превышают по­казатели капиталистических стран.

Попытка оправдать такую систему разработки предпосылкой о том, что расчетную нагрузку магистрального транспорта можно поддержать за счет других объектов, является несо­стоятельной и, в лучшем случае, может дать кратковременный эффект. Но такое решение вряд ли допустила бы любая зарубежная фирма, работающая в условиях рыночных отно­шений.

Поэтому еще "вчера" возникла срочная необходимость в стабилизации и снижении добычи газа из Уренгойского и Ям-бургского месторождений с последующим подключением к экс­плуатируемой транспортной системе группы месторождений по­луострова Ямал. Причем нагрузка на новые месторождения должна укладываться в мировые стандарты с развертыванием ресурсосберегающих технологий в системе использования газа, где с ростом цен на энергоносители, наконец, начнется не бумажная, а реальная их экономия за счет применения дости­жений научно-технического прогресса. И если до сих пор НТП игнорировался в использовании газа, то в условиях действия рыночных цен и конкуренции товаропроизводители вынуждены будут внедрять энергосберегающие решения.

На основе газодинамических расчетов выполнена экономи­ческая оценка вариантов разработки сеноманской залежи Урен­гойского месторождения по интегральному критерию максимума приведенного промыслового эффекта с внесением корректив в действующие в 1992 г. цены. Интегральный критерий описывает­ся формулой (24). При определении как доходной, так и за­тратной частей критерия были использованы те же нормативы и коэффициенты, учитывающие рост стоимости газа во времени, что и для Ямбургского ГКМ.

Оценка реализованной продукции Z осуществлялась при стартовом уровне промысловых цен (в 1992 г.) 65 руб/1ООО м3 с учетом последующего их роста во времени по формуле (10).

Оценка компенсирующей продукции AZ осуществлялась так­же согласно стартовому уровню промысловых цен, но с 10% ростом к основному производству, т.е. 84,5 руб/1000 м. Дальнейшее увеличение стоимости газа учитывалось той же формулой (10).

Определению первоначальных приведенных затрат в разра­ботку месторождения предшествовал расчет капитальных и эксплуатационных расходов.

Исходными данными для расчета капитальных вложений мес­торождения послужили фактические стоимости обустройства пазпабатываемой залежи (табл. 24).

Стоимость строительства компрессорной станции определе­на в среднем в размере 17,68 млн. руб., в том числе стои­мость агрегатов - 6032,6 тыс. руб., машин и оборудова­ния - 2594,7 тыс. руб., сооружений - 663,3 тыс. руб., пе-

194


Таблица  24 Структура основных фондов Уренгойского месторождения сеноманской залежи

Наименование

Стоимость на одну действующую

скважину, тыс.руб.

Скважины

520,71

Оборудование скважин

62,11

В том числе:

насосно-компрессорные трубы

11,79

арматура фонтанная

17,78

пакера

18,84

колонные головки

0,1

Обвязка устья скважин

13,63

Технологическое оборудование

54,75

Рабочие машины

0,96

Коллектора

251,53

Сети коммуникационные

90,07

Дороги

69,66

Кусты

86,18

Шлейфы

15,32

Сооружения

45,28

Краны шаровые

3,23

Прочее оборудование

5,4

Силовые машины

16,43

Здания

165,75

Измерительные приборы

116,72

ЛЭС

571,75

дкс

29,53

СОГ

72,79