Технико-экономическое обоснование разработки месторождений в нефтегазовой компании «Сибнефть»

Для осушки газа могут использоваться следующие  методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция. В частности, для газа Сеноманской залежи рекомендуется технология абсорбционной осушки с использованием высококонцентрированного водного раствора диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа). Данная технология хорошо зарекомендовала себя на чисто газовых месторождениях Севера России.

Осушенный газ с давлением 7,35 МПа подается во внутрипромысловые коллекторы. Для регенерации используемого в осушке раствора ДЭГа предлагается установка огневой регенерации диэтиленгликоля. Для предотвращения гидратообразования в системе сбора газа вследствие низких температур предусматривается подача метанола на скважины и в коллекторы.

Для регенерации  насыщенного метанола предлагается установка огневой регенерации  метанола производительностью 2 м³/ч.

Для хранения диэтиленгликоля, конденсата, выделенного из газа, и метанола предусматриваются расходные емкости:

- для  диэтиленгликоля - 4 емкости по 50 м³;

- для  конденсата — 4 емкости по 100 м³;

- для  метанола - 4 емкости по 50 м³.

Продувка  шлейфов от кустов газовых скважин  осуществляется на горизонтальный факел.

Сбросы  газа с предохранительных клапанов, постоянные сбросы с цехов и установок, освобождение аппаратов и трубопроводов  на период ремонтов и в аварийных  ситуациях предусмотрены на свечу.

Газ с  кустов газовых скважин поступает  на площадку в здания переключающей  арматуры, где происходит выравнивание и снижение давления газа. Затем  газ собирается в коллектор на выходе  и следует в цех осушки.  Цехов осушки также два, в каждом располагается равное количество технологических  линий. Газ подается в сепарационную  колонну с промывочной секцией, затем в абсорбер. По выходе из абсорбера  осушенный газ подается на пункт  хозрасчетного замера.

Для обеспечения  собственных нужд топливным газом  в каждом цехе осушки предусматривается  узел подачи газа на собственные нужды.

Насыщенный  раствор диэтиленгликоля поступает в дегазатор цеха регенерации гликоля, где происходит отделение газа, направляемого на собственные нужды направляется через теплообменник в разделитель, где происходит отделение конденсата от насыщенного ДЭГа. Конденсат газа поступает в емкости для конденсата, откуда вывозится автотранспортом.

Насыщенный  ДЭГ через блоки фильтров и  магнитной обработки подается в  регенератор гликоля. Пары воды с верхней части десорбера охлаждаются до 40°С и конденсируются в воздушном холодильнике. Сконденсированная жидкость поступает в рефлюксную емкость-разделитель, откуда после отделения от конденсата газа часть воды насосами подается в регенератор в качестве орошения, остальная рефлюксная вода поступает в расходную атмосферную емкость, откуда забирается высоконапорными насосами и подается в промывочные секции сепараторов.

Регенерированный  ДЭГ из огневого регенератора проходит рекуперативный теплообменник и  поступает в расходную емкость  ДЭГа. Из емкости регенерированный ДЭГ забирается высоконапорным насосом и подается на установку осушки газа в абсорберы.

Подпитка  ДЭГом осуществляется из расходных емкостей ДЭГа.

Насыщенный  метанол с установки осушки поступает  в цех регенерации метанола через  дегазатор и разделитель.

Конденсат газа из разделителя поступает на склад конденсата, а насыщенный метанол  в огневой регенератор метанола.

Вода  с низа регенератора отводится на очистные сооружения. Пары метанола с  верха регенератора охлаждаются  и поступают в расходные емкости  метанола. Часть метанола подается на орошение регенератора. Подпитка метанола в расходные емкости осуществляется из межпромыслового метанолопровода.

Все оборудование размещается в отапливаемых помещениях.

На площадке размещаются следующие основные технологические сооружения:

- 2 здания  переключающей арматуры;

- 2 цеха  осушки газа;

- 2 цеха  регенерации ДЭГа;

- цех  регенерации метанола;

- расходные  емкости ДЭГа, конденсата и метанола;

- насосная ДЭГа и метанола;

- пункт  хозрасчетного замера газа;

- свеча  и горизонтальный факел;

- дренажные  и аварийные емкости.

 

1.5 Перспективы развития мирового  газового рынка.

          

Рынок потребителей. Основными потребителями энергетических ресурсов  в ближайшем будущем  останутся страны промышленно развитые, динамично развивающиеся страны Юго-Восточной Азии и Латинской  Америки, а также страны с переходной экономикой. В целом на период до 2020 года ожидаются среднегодовые темпы роста ВВП мира на уровне 3,1%. Однако, в группе стран-потребителей произойдет падение доли промышленно развитых стран с 54% в 1995 году до 42% — в 2020 году, а стран с переходной экономикой с 14% в 1995 году до 12% — в 2020 году. Одновременно произойдет резкое увеличение доли развивающихся стран, прежде всего Китая и возможно Индии, с 31% в 1995 году до 45% — в 2020 году.

       Анализ потребительского спроса  на энергоресурсы со стороны  отдельных стран на перспективу  до 2020 году свидетельствует о  том, что усилится импортная  зависимость большинства промышленно  развитых стран — она возрастет  с 56% в 1995 до 76% в 2020 году. Усиление  энергозависимости многих стран связано с исчерпанием ранее разведанных нефтегазовых месторождений в промышленно развитых странах и России. Перспективы ввода в эксплуатацию новых месторождений в этой группе стран не смогут покрыть образующегося дефицита в энергопотреблении. Интересным представляется усиление энергозависимости Китая, которая будет возрастать по мере роста его экономики.

     С другой стороны, резко возрастет  численность населения Земли  (с 5, 5 млрд. чел в 1995 году до 7-7, 1 млрд. чел в 2020 году). В связи  с этим прогнозируемом периоде  резко возрастет число индивидуальных  потребителей энергоресурсов (каждый  день в данный период число  индивидуальных потребителей будет  возрастать на 250 тысяч).

В структуре  стран-потребителей нефти произойдет понижение доли промышленно развитых стран (с 57,3 до 44 % в рассматриваемый  период) и возрастание доли стран  Юго-Восточной Азии и Китая (с 16 до 27 %). В целом мировое потребление  нефти по прогнозам должно возрасти с 3,3 до 5,3 млрд. т. в год.

    Важной особенностью рынка энергоресурсов  предстает тенденция в повышении  потреблении газа и газового  конденсата в рассматриваемый  период. Это вязано с тем, что  многие электростанции промышленно  развитых и динамично развивающихся  стран в данный период будут  переходить на газ, как по  экономическим, так и по экологическим  соображениям. Темпы прироста потребления  газа в электроэнергетическом  секторе мирового ТЭК предполагаются  на уровне 3,9 % (4,5 % в промышленно  развития странах), тогда как в  целом увеличение потребления  газа ожидается на уровне 2,6 %.

   По производителям. В рассматриваемый  период прогнозируется укрепление  позиций стран ОПЕК на мировом  рынке нефтегазовых ресурсов. К  этому добавляется то, что эти  страны увеличивают свою долю  на рынке нефтепродуктов, вкладывая  значительные средства как в  переработку нефти и газа, так  и в процесс их транспортировки.  Им уже сейчас принадлежит  более 10 % мощностей нефтеперерабатывающей  промышленности мира, они развивают  собственную сеть баз и бензоколонок  по всему миру. У них стабильная  доказанная база запасов нефти  (76-77 % от мирового уровня). Прогнозируется, что к 2020 г. удельный вес в добыче стран ОПЕК достигнет 50 % мирового уровня добычи.

   Главными экспортерами газа в  прогнозируемый период будут  страны Ближнего и Среднего  Востока, Россия и Африка.

Благоприятная конъюнктура этого рынка будет  способствовать инвестициям во все  стадии процесса добыча - переработка - потребление энергетических ресурсов, а также в сферу НИОКР в  отраслях, производящих топливно-энергетического  сырье и в отраслях — потребителях его. Данную тенденцию следует учитывать  и российским газонефтедобывающим компаниям и государству.

 

2 Экономическая эффективность  разработки газового месторождения

2.1 Расчет капитальных вложений  в разработку газового месторождения

Расчет капитальных  вложений в объекты газопромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и  удельными затратами в разрезе  отдельных направлений:

• оборудование для газодобычи;

• сбор и транспорт газа и конденсата;

• оборудование для подготовки газа к дальнейшему транспорту;

• строительство дожимных компрессорных станций (КС);

• прочие капитальные вложения, включая затраты на природоохранные объекты, объекты электроснабжения и связи.

Расчет капитальных  вложений   производится по формуле:

К = К *(М /М )

где К и К – капитальные вложения при сооружении установки соответственно мощностью М и М ;

М (20 млрд  ) и М (29 млрд  )- мощность объектов;

n – показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов, равный 0,9.

 

=31205,56*(29/20)^0,9 =43597,66 млн.руб

Капитальные вложения включают основные средства, в том числе, затраты на основное строительство, расширение, реконструкцию  и техническое перевооружение действующих  предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты.

Капитальные вложения в обустройство залежи газового месторождения определяются по следующим  направлениям:

- сводные  сметные расчеты (сводка затрат);

- затраты  по компримированию газа;

- затраты  по внешнему электроснабжению  для компримирования газа (ВЛ-100кв и ПС110кв).

Капитальные вложения рассчитываются за период эксплуатации месторождения до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость в осуществлении дополнительных капитальных вложений на заключительных стадиях разработки месторождения.

Для газовых  и газоконденсатных месторождений, обустроенных и уже введенных  в разработку, определяется цель капитальных  вложений в соответствии с их воспроизводственной  структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое  перевооружение.

Расчет  капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, которые  включают в себя затраты на бурение  скважин и промышленное обустройство месторождений. Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости  от глубины скважины и скорости бурения, количества добывающих скважин.

Расчет  капитальных вложений в объекты  газопромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе  отдельных направлений:

- оборудование  для газодобычи;

- сбор  и транспорт газа и конденсата;

- оборудование  для подготовки газа к дальнейшему  транспорту;

- строительство  дожимных компрессорных станций  (КС);

- прочие  капитальные вложения, включая затраты  на природоохранные объекты, объекты  электроснабжения и связи.

Алгоритм  расчета капитальных вложений для  газовых месторождений:

KBгм = Kcкв + Kшл + Kкол + Кукпr + Кмд + Ккс + Kпд + Kпp,               (2) где    KBгм - суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;

Kcкв - капитальные вложения в бурение скважин;

Kшл - капитальные вложения в шлейфы;

Kкол - капитальные вложения в газосборный коллектор;

Кукпr - капитальные вложения в строительство установки по подготовке газа (УКПГ);

Кмд - капитальные вложения в строительство магистральной автодороги;

Ккс - капитальные вложения в компрессорную станцию (КС);

Kпд | - капитальные вложения в промысловые дороги;

Kпp - капитальные вложения в строительство прочих сооружений, связанных с вспомогательным производством.

Таблица 1 - Капитальные  вложения в объекты производственного  назначения, в млн. руб.

Таблица 1 - Капитальные  вложения в объекты производственного  назначения, в млн. руб.

Наименование затрат	Общая сметная стоимость, млн. руб.
	сумма	% к итогу
Объекты производственного назначения, всего
в том числе:
1) бурение газовых скважин	11335,39	26.0
2) объекты для обеспечения бурения  скважин	4272,57	9.8
3) строительство объектов добычи  и подготовки газа	23324,74	53.5
4) газопровод - подключения к системе  магистральных газопроводов	4664,94	10.7
Всего	43597.66	100.00

 

Структура капитальных вложений по объектам строительства  объектов добычи и подготовки газа приведена в таблице 2.

Затраты в компримирование газа приняты укрупнено и составляют 4323.34 млн. руб.

Затраты по внешнему электроснабжению для компримирования газа (ВЛ-100 кв. и ПС 110 кв.) составляют 802.68 млн. руб.