анализа и регулирования газовых месторождений. Нахождение оптимального решения по методу и темпам разработки газовых месторождений доступно лишь профессионалам. Поэтому только соединение усилий профессионалов технологов-разработчиков, геологов, экономистов и математиков способно рекомендовать предприятиям и регионам извлечение максимальной выгоды от эксплуатации каждого месторождения.
Своевременный учет изменения цен и нормативов должен содействовать обоснованию действительно оптимальных уровней годовых отборов газа из месторождений. Несмотря на то, что цены на энерогоносители теперь будут в большей мере приближены к внешним, роль замыкающих затрат как предельного показателя выгодности вовлечения в разработку ресурсов сохранится, хотя численное значение будет пересмотрено. Изменение нормативов цен и замыкающих затрат на ТЭР, используемых в процессе оптимизации разработки газовых месторождений, является вполне закономерным и также необходимым, как и коррективы, вносимые в. разработку месторождения по мере накопления и уточнения исходных данных.
Приведена классификация газовых месторождений по роли, выполняемой в ТЭБе страны, и технико-экономические ограничения уровней годовых отборов. Учтен масштаб производства, позволивший дифференцировать в широком диапазоне нормативы цен и замыкающих затрат, используемых в модели обоснования рациональных темпов разработки газовых месторождений.
Применение методических положений показано на примерах разработки Ямбургского и Уренгойского месторождений. Результаты расчетов показали диаметрально противоположную направленность вариантов, оказавшихся оптимальными при традиционном и рекомендуемом учете фактора времени. Так, по критерию максимума среднегодового приведенного эффекта и интегрального учета фактора времени ранжирование вариантов по выгодности идет от самых умеренных (из рассмотренных) отборов и максимальной продолжительности периода стабильной добычи к более форсированным темпам разработки Ямбургского и Уренгойского месторождений. Экстремум оптимизируемой функции на месторождениях получен не был из-за исключения из рассмотрения годовых отборов с более умеренными отборами, как это принято в зарубежной практике.
Зато при традиционном учете фактора времени, неправомерно привлеченного в горную промышленность из обрабатывающих отраслей, "выигрывают" наиболее форсированные темпы разработки этих месторождений.
Результаты исследований позволяют рекомендовать срочно снизить и стабилизировать уровни годовых отборов до более щадящих (ресурсосберегающих) вариантов.
Коэффициенты загрузки технологического оборудования у варианта I разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения оказываются более значительными, чем у последу-
263
ющих вариантов. Если используемые для решения энергоэкономических задач на оптимум цены и нормативы все же носят вероятностный характер, то коэффициент загрузки однозначно свидетельствует о преимуществах более полной загрузки созданных основных промышленно-производственных фондов.
Причем эти же выводы подтвердились при сопоставлении удельных капвложений на одну атмосферу компримирования газа при рассмотрении вариантов с отборами в 160 и 180 млрд. мУгод по Ямбургскому и 200 и 250 млрд. м'/год по Уренгойскому месторождениям. Кроме того, оценка прибыли в первом случае оказалась за весь срок разработки на 20 млрд. м3 больше, а по Уренгою - на 225 млрд. руб. (у более умеренных годовых отборах газа). Такова цена форсажа, безнаказанно применяемого "плановым хозяйством" на лучших месторождениях страны.
Описаны методы стимулирования работников науки и производства за оптимизацию разработки газовых месторождений, которые необходимо увязать с ресурсосберегающими технологиями эксплуатации залежей. Приведены методы определения удельной энергоемкости прибыли как средства объективного учета расхода ТЭР и прорыва в деле ресурсосбережения. Детально рассмотрены методы стимулирования (санкций) предприятий за снижение (увеличение) удельных норм расхода газа, по сравнению с плановым и мировым уровнем.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.