Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 123


Итого


2178,17


редаточных устройств - 4408,8 тыс. руб., прочих машин -565,1 тыс. руо., зданий - 3411,9 тыс. руо.

Эксплуатационные расходы по рассматриваемым вариантам рассчитывались по следующим укрупненным статьям затрат, учи­тывающим амортизацию скважин, оборудования, шлейфов, газо­проводов, сооружений и других элементов обустройства, зара­ботную плату, отчисления за геологоразведочные работы, про­чие виды работ.

Исходными данными для расчета амортизационных затрат по­служили стоимости всех элементов обустройства и соответ­ствующие им нормативы отчислений на реновацию.

Заработная плата рассчитывалась на основе удельной чис­ленности промышленно-производственного персонала на одну действующую скважину и средней заработной платы.

Эксплуатационные затраты в КС складывались из амортиза­ции, стоимости расхода топливного газа на собственные нужды, прочих расходов в размере 10% от капитальных вложений, ущер­ба от загрязнения воздушного бассейна.

Для определения второго слагаемого затратной части крите­рия рассчитываем объем прибавленной продукции, для чего на

195


базу принимаем уровень годовых отборов по вариантам 290 млрд. м3/год, превышающий добычу газа по всем рассматри­ваемым вариантам и не меняющийся на протяжении всего срока разработки. Оценка приведенных затрат в прибавленную продук­цию осуществлялась по промысловой цене 84,5 руб/1000 м3.

Кроме отмеченных слагаемых были учтены различия в вос­производственных затратах, обусловленные разными коэффи­циентами газоотдачи, которые рассчитывались при одинаковом устьевом давлении, соответствующем завершению промышленной разработки месторождения.

Наиболее ресурсосберегающим оказался вариант с отбором 200 млрд. м3/год.

Суммируя результаты газодинамических и технико-экономи­ческих расчетов по всем слагаемым интегрального критерия, получили оценку вариантов в сравнимых условиях (табл. 25). Видно, что максимум среднегодового промыслового эффекта приходится на вариант с наибольшим периодом стабильной до­бычи и отбором газа в 200 млрд. м3. В среднегодовом исчис­лении этот вариант выгоднее наиболее форсированного вариан­та V на 5984,8 млн. руб. Последующее ранжирование вариантов по выгодности идет от меньших к большим годовым отборам. Такие же выводы можно сделать и при оценке вариантов по минимуму общих приведенных затрат.

Если же принять (как это сделано при традиционном факторе времени), что стоимость газа во времени снижается, а не растет, то получим противоположные результаты расчетов (табл. 26). Лучшим оказывается наиболее форсированный вари­ант с годовым отбором газа в 288 млрд. м5 без периода по­стоянной добычи.

Ранжирование вариантов по мнимой выгодности идет от наи­более форсированного к более стабильному варианту.

Таким образом, дорого обходится применение отжившей свой век методологии.

Выбор оптимального варианта разработки сеноманской залежи Уренгойского млн.руб.


Вариант


Количество лет разра­ботки


Добыто газа с начала разработки


Коэффици­ент газо­отдачи


Первоначаль­ные приве­денные затраты


Приведенные затраты в прибавленную продукцию



 


200

45

5678

0,7649

975,2

220

43

5635

0,7592

968,5

250

40

5588

0,7529

988,8

270

39

5558

0,7489

990,3

278

38

5471

0,7463

1000,4

288

36

5576

0,7513

1024,9

196


142729

146556,8

151331,1

152615,5

153773,1

155158,9


В пользу стабилизации добывных мощностей говорит и оцен­ка прибыли по наиболее конкурирующим вариантам разработки Уренгойского месторождения (табл. 27). Видно, что вариант разработки месторождения с годовым отбором в 200 млрд. м3 и более продолжительным периодом стабильной добычи по срав­нению с вариантом годового отбора в 250 млрд. м3 и сокра­щенным периодом стабильной добычи оказывается выгоднее за весь срок разработки на 224,927 млрд. руб.

Скачать файл