Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 [ 99 ] 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

ственного эффекта будет максимальным. Этот показатель рекомендуется определять но следующей формуле:

Я=Р. i (?., (1+Е)-*+i а И1+)- -

ЪКЛ\ + Е)-* + -ИЛ\ + Е)-* L/-0 <-1

Здесь /*г - стоимостная оценка газа в руб./1000 м; - то же, конденсата в руб./т; - годовая добыча газа; - годовая добыча конденсата; К{ - капиталовложения в добычу газа и конденсата в t-ii. году; Ilf - годовые эксплуатационные расходы (без амортизации) на добычу газа и конденсата в t-u году; Е - коэффициент учета разновременности получения продукции (реализации газа и конденсата) и осзшествления затрат; Т - полный срок разработки по варианту; t - порядковый номер года разработки.

Показатель типа (1) известен в экономической литературе как критерий «максимум эффекта». Его использование всегда необходимо при экономической оценки таких вариантов, по которым неодинаковы объем и распределение во времени выпускаемой продукции. Именно к таким вариантам относятся и способы разработки газоконденсатных месторождений, так как для них характерны резкие различия в суммарном объеме добываемого конденсата и сроках извлечения запасов газа.

Очень важными параметрами критерия «максимум эффекта» являются показатели стоимостной оценки газа и конденсата (Р, и Р). Для того чтобы оценка данных продуктов действительно приближалась к народнохозяйственной, необходимо прежде всего установить их конечную стоимость у потребителей. Известно, что конденсат в конечном итоге потребляется в виде различных продуктов, полученных путем его переработки (моторные топлива и нефтехимическая продукция). Поэтому, рассчитав выход товарных продуктов при переработке 1 т конденсата, можно путем умножения выходов на соответствующую цену промышленности получить оценку конденсата у потребителей. Разница же между полученной величиной и затратами на переработку, транспорт конденсата и готовой продукции будет представлять собой оценку конденсата в пункте его добЬчи, позволяющую вместе с тем полностью учесть и эффект у потребителя. Определяемый таким образом показатель и следует применять в расчетах по формуле (1). Установлено, что значение JP„ в зависимости от состава конденсата колеблется в пределах 45-55 руб./т.

Почти для каждого экономического района СССР в настоящее время путем оптимизации топливно-энергетического баланса страны определены «замыкающие затраты» на использование газа. Они значительно точнее, чем другие известные показатели (в том числе и цены промышленности), отражают действительные народнохозяйственные затраты на использование этого ценного вида топлива, так

как учитывают горную ренту (экономия затрат на добычу), ренту местоположения (экономия затрат на транспорт) и ренту качества (экономия при использовании).

Если известны предполагаемый район использования газа рассматриваемого газоконденсатного месторождения, соответствующий уровень «замыкающих затрат» по газу, а также затраты на транспорт газа от месторождения до района использования, то оценка газа в пункте добычи определяется разницей между «замыкающими затратами» и затратами на дальний транспорт. Например, если «замыкающие затраты» на использование газа в районе равны 20 руб./1000 м, приведенные затраты на транспорт газа из i-ro газоконденсатного месторождения - 6 руб./1000 м*, то оценка газа в районе i-ro месторождения будет равна 20 - 6 = 14 руб./1000 м.

Как следует из формулы (1), показатели реализации газа и конденсата и затраты на их добычу необходимо рассчитывать за полный срок эксплуатации Т, так как только таким образом при сопоставлении способов разработки можно учесть все различия в объемах и сроках добычи газа и конденсата. Составляющая формулы (1), заключенная в квадратные скобки, представляет собой выражение для определения затрат на добычу за полный срок разработки. При расчете капиталовложений и эксплуатационных расходов следует применять укрупненные нормативные показатели.

Сравнивать способы разработки по показателю народнохозяйственного эффекта целесообразнее при условии равенства капиталовложений в добычу газа и конденсата по всем рассматриваемым вариантам. В этом случае все другие основные показатели разработки (объемы годовой добычи газа и конденсата, число нагнетательных и эксплуатационных скважин, число компрессоров для закачки, сроки разработки) являются производными от постоянной величины вложений, а различия в значениях этих показателей будут обусловливаться только способом использования пластовой энергии. В этом смысле достигается сопоставимость сравниваемых вариантов.

Рассмотрим на примере гипотетического газоконденсатного месторождения выбор возможного способа его разработки.

Залежь характеризуется следующими данными: запасы газа 18,7 млрд. м, запасы конденсата при его начальном содержании в газе в 400 г/м* - 7,5 млн. т, начальное пластовое давление 356 кгс/см*, глубина залегания 3200-3600 м, средний начальный рабочий дебит эксплуатационных скважин 400 тыс. м/сут, приемистость нагнетательных скважин 1200 тыс. м/сут.

Рассматриваются два возможных способа разработки: обычная разработка на истощение и с поддержанием пластового давления на начальном уровне путем обратной закачки газа (сайклинг-процесс).

При обратной закачке газа объем закачиваемого газа до момента его прорыва к забоям эксплуатационных скважин составляет 8 млрд. м. Кондеясатоотдача за полный срок разработки при рециркуляции газа равна 70% при разработке

1 Добыча конденсата после прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины снижается во времени. В зависимости от продолнштельности периода закачки сухого газа получаются различные коэффициенты конденсатоотдачи. Поэтому рассматриваются подварианты по продолжительности периода рециркуляции газа.

Эконовшческие показатели двух способов разработки газоконденсатного месторождения

Таблица 27