Геология \ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 124

Если рассчитать долларовую оценку промысловой прибыли по этим же вариантам, то разность за весь срок промышленной

разработки между вариантами с годовыми отборами в 200 и 250 млрд. м7год составит 209,784 млрд. дол. (табл. 28). Та­ким образом, если воспользоваться продолжением авторов и пе­ревести лучшую из имеющихся в стране сеноманскую залежь Уренгойского месторождения на более щадящие темпы разработ­ки, то можно получить дополнительную прибыль.

Согласно газодинамическим расчетам по Уренгойскому мес­торождению продолжительность периода стабильной добычи газа снижается с увеличением уровня годовых отборов, что влечет за собой рост материальных затрат и мощностей ДКС.

Рассмотрим эффективность использования мощностей ДКС на примере двух конкурирующих вариантов доразработки Уренгой­ского месторождения (рис. 15). Если рассматривать варианты с периодами стабильной добычи в 3 и 1 год с отборами в 200 и 250 млрд. м3/год, то оказывается, что у более форсирован­ного варианта максимальные удельные капвложения на компри-мирование газа на одну атмосферу оказываются большими: 14,8 против 9,4 млн. руб. При этом раньше возникает необходи­мость ввода в эксплуатацию ДКС, а показатели использования установленной мощности ухудшаются.

В пользу варианта с отбором газа в 200 млрд. м3/год го­ворит и коэффициент загрузки технологического оборудования К3.т.о по годам за весь период  разработки.  Расчеты  показа-

Таблица   25 месторождения по интегральному критерию максимума приведенного эффекта,

Воспро-

Общие при-

Доход от продукции

Максимум

изводст-

веденные

приведенно-

венные

затраты

В том

числе

Всего

го эффекта

затраты

реализация

компенсация

424,3

144138,5

31083

123808,2

154891,2

10752,7

442,7

147968

30264

126114,4

156378,4

8410,4

452,8

152772,7

29497

129335,7

158832,7

6060

462

154067,8

29074,5

130529,8

159604,3

5536,5

467,9

155241,4

28873

130716,4

159589,4

4348

472,9

156656,7

29646,5

131778,1

161424,6

4767,9

197


Выбор оптимального варианта разработки сеноманской залежи Уренгойского млн.руб.

Вариант

Количество

Добыто газа

Коэффици-

Первоначал ь*-

Приведенные

лет разра-

с начала

ент газо-

ные приве-

затраты в

ботки

разработки

отдачи

денные

прибавленную

затраты

продукцию

I

45

5678

0,7649

495,4

3723,6

II

43

5635

0,7592

506,2

3599,7

III

40

5588

0,7529

541,3

3396,9

IV

39

5588

0,7489

551

3354,7

V

38

5471

0,7463

563

3304

VI

36

5576

0,7513

585,1

3177,2

ли, что А'з.т.о у варианта с большим периодом стабильной добычи (200 млрд. м3/год) оказался выше, чем у конкури­рующего, более форсированного варианта (250 млрд. м3/год). Так, у варианта в 200 млрд. лг/год Кзлл равные едини­це поддерживаются в течение 3 лет, а у сравниваемого всего лишь 1 год. Затем эти коэффициенты монотонно снижаются, но v варианта в 250 млрд. м3 более быстрыми темпами (табл. 29).


I

I

1


70         /J         Pff        £У        J^7

14,8

Скачать файл