Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения: Производственно-практическое издание, страница 54

где 3nt - промысловая стоимость газа в tгоду; Зп1 - то же,

в первом году (стартовом); t - продолжительность расчетного периода (t = 8 лет до 2000 г.).

Таким образом, сейчас, как никогда, страна с избыточными энергоресурсами нуждается в оптимистической энергоресурсо­сберегающей программе, четкой и понятной всем. Соотечест­венники должны поддержать эту программу и сделать для себя важные выводы о повышении и на работе, и дома энергоэконо­мической дисциплины и бережного отношения к национальному богатству. Но вместе с тем, они должны быть уверены и в том, что их экономические интересы будут защищены государ­ством, которое непременно воспользуется преимуществом от­носительно низких внутренних цен на энергоносители. Дейст­венный государственный контроль над внутренними ценами в соответствии с предложенными методами способен снизить цены на многие товары и авиабилеты. Неоправданно взвинченные це­ны на них работают не во благо России и становления циви­лизованных рыночных отношений, а против отечественной эко­номики. Народ ждет от правительства и региональных адми­нистраций реальных шагов по стабилизации экономики и пре­дотвращению очередного витка взвинчивания цен.

84


Глава 3. РАЗВИТИЕ НАУЧНЫХ МЕТОДОВ ОБОСНОВАНИЯ ТЕМПОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО РОЛИ, ВЫПОЛНЯЕМОЙ В ТЭБ СТРАНЫ» И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ УРОВНЕЙ ГОДОВЫХ ОТБОРОВ

Первоочередное вовлечение в эксплуатацию лучших из име­ющихся газовых месторождений и длительное игнорирование масштаба производства, а следовательно, и необходимости дифференциации нормативов замыкающих затрат, привлекаемых для решения обратных энергоэкономических задач по обосно­ванию рациональных уровней годовых отборов при разработке залежей, потребовали дополнительной классификации место­рождений по роли, выполняемой ими в ТЭБ страны. Если годо­вые отборы из вовлекаемых в эксплуатацию месторождений с начальными запасами газа до 100 млрд. м3 оказывают исчеза-юще малое влияние на изменение нормативов замыкающих за­трат, то этого нельзя сказать о более крупных из них.

Масштаб производства при разработке месторождений с раз­личными запасами по-разному воздействует на изменение за­мыкающих затрат на газ. В принципе вовлечение в разработку каждого нового месторождения обусловливает то или иное из­менение замыкающих затрат. Однако проследить за всей це­почкой таких изменений при оптимизации разработки отдельных месторождений в реальных условиях невозможно. Поэтому для практического решения децентрализованных энерго­экономических задач (к которым относится оптимизация раз­работки газовых месторождений) нужны четкие указания, какие нормативы замыкающих затрат должны применяться для той или иной группы объектов. Для реализации этого более гибкого подхода к оптимизации уровней годовых отборов газа и по­требовалось выделить еще две группы месторождений: с на­чальными запасами газа от 100 до 500 млрд. м3 и уникальные или базовые с начальными запасами свыше 500 млрд. м3. Ос­новной принцип, заложенный в предложенную классификацию мес­торождений, заключается в учете влияния масштабов произ­водства по добыче газа на уровень замыкающих затрат.

Так, для обоснования уровней годовых отборов газа из группы месторождений с запасами до 100 млрд. м рекомен­дуется пользоваться однозначными усредненными показателями замыкающих затрат на топливо, выведенными при оптимизации ТЭБ на определенный промежуток времени. Для второй группы месторождений (с начальными запасами от 100 до 500 млрд. м3) предлагается пользоваться поинтервальными замыкающими за­тратами и для третьей группы месторождений (с начальными запасами, превышающими 500 млрд. м3) - удельными среднеот­раслевыми показателями. Последние должны быть заимствованы из схемы или прогноза развития отрасли.

85