Технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа

Введение

 

Цель моего курсового проекта - закрепление теоретических знаний и развитие навыков практического решения задач, связанных с экономической стороной функционирования нефтегазовой отрасли.

Для достижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:

1. технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа;

2. проектирование магистральной системы транспорта газа;

3. определение экономической эффективности вариантов газоснабжения потребителей.

 

Раздел 1. Расчетно-проектная часть

 

В данном курсовом проекте будет проанализировано 3 варианта разработки месторождений природного газа: на основе проведения соответствующих расчетов мы определяем объем и структуру капитальных и эксплуатационных затрат по предложенным вариантам разработки месторождения природного газа, а также обосновываем проект выбора системы транспорта газа.

- без поддержания пластового давления путем закачки газа в пласт

- с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт

- с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт

Все расчеты ведутся на основе данных варианта №3

Расчет капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с разработкой месторождения природного газа

 

1.1 Обоснование сроков разработки месторождения природного газа

 

При выполнении курсового проекта мы исключили начальный этап разработки месторождения, в котором наблюдается незначительный прирост добычи газа. Предполагается, что промысел сразу выходит на заданную проектную мощность.

По мере разработки месторождения и падения пластового давления наступает такой период, когда дальнейшее бурение эксплуатационных скважин на заданном постоянном уровне становится экономически нецелесообразным. В соответствии с этим разработка месторождения разбивается на два этапа: постоянной и падающей добычи. Обычно период постоянной добычи составляет 70-75% от общей продолжительности разработки месторождения (принимаем 70%).

Для данного курсового проекта принимаем срок разработки месторождения - 15 лет. Тогда период постоянной добычи равен:

Тпост = Т * 0,7 = 15 * 0,7 = 11 лет

Тогда период падения добычи равен:

Тпад = 15 - 11 = 4 года

По исходным данным общий объем запасов газа и конденсата месторождения составляет:

Qзап = Qзап_г + Qзап_к = (87 + 12) млрд. м³ = 99 млрд. м³

Поскольку полностью эти запасы извлечь нельзя, реальный объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения газа составит:

 

Qдоб = (Qзап * Кизвл) / 100

 

Qдоб = 99 млрд. м³ * 75 / 100 = 74,25 млрд. м³

Общий объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения запасов определяем при помощи диаграммы (см. приложение 1 к методическим указаниям к выполнению курсового проекта). Согласно этой диаграмме общий объем добычи газа равен общей площади трапеции:

 

S = Qдоб. = Qдоб год * Тпост + (Qдоб год * Тпад)/2

 

Откуда объем добычи за 1-ый год:

 

Qдоб год = Qдоб. / (Тпост + 0,5 * Тпад)

 

Qдоб год = 74,25 / (11 + 0,5 * 4)=5,711 млрд. м³

Определяем среднегодовой начальный дебет одной скважины:

D ср год = D ср * 365

D ср год =210 тыс. м³/сут * 365=76,650 млн. м³/сут

 

Где D ср год - среднесуточный дебет 1 скважины (и т.д. по всем годам разработки)

Определяем количество добычных скважин, которые необходимо ввести к началу разработки месторождения:

 

n = Qдоб год /D ср год

 

n = 5711 млн. м³/76,650 млн. м³ = 75 скв.

В последующие годы дебит скважины будет снижаться на 0,8% ежегодно. Поэтому для того, чтобы объем добычи оставался на примерно постоянном уровне, необходимо периодически вводить в эксплуатацию дополнительные скважины (в период постоянной добычи).

Определяем дебит скважин в последующие годы и результаты расчетов сводим в таблицу 1.1.

 

Таблица 1.1

Годы	Годовой объем добычи Qдоб(t), млрд м3	Число скважин n	D, млн.м3	Накопленный объем добычи Qнакопл.доб, млрд. м3
1	5,711	75	76,650	5,711
2	5,703	75	76,037	11,414
3	5,657	75	75,429	17,071
4	5,687	76	74,825	22,758
5	5,715	77	74,226	28,473
6	5,670	77	73,633	34,143
7	5,697	78	73,044	39,840
8	5,724	79	72,459	45,564
9	5,678	79	71,880	51,243
10	5,704	80	71,305	56,947
11	5,729	81	70,734	62,677
Итого за посл. период добычи	62,677	81		375,841
12	5,684	81	70,168	68,360
13	5,638	81	69,607	73,999
14	5,593	81	69,050	79,592
15	5,548	81	68,498	85,140
Итого	85,140	81		682,931

 

1.2 Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения

 

Для расчета капитальных вложений необходимо определить объемы первоначальных и дополнительных капитальных затрат.

Первоначальными затратами называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, обеспечивающие заданную проектом добычу газа в начальный период эксплуатации промысла.

Дополнительными называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, предназначенные для поддержания заданной добычи на постоянном уровне.

Капитальные вложения рассчитываются только за период постоянной добычи газа.

Для расчета капитальных затрат определяем направления капитальных вложений по следующим объектам:

бурение скважин;

обвязка скважин;

выкидные линии;

газосборный коллектор;

прочие объекты промышленно-производственного назначения;

объекты жилищного строительства.

В соответствии с изложенным выше, ориентировочный расчет капитальных затрат на добычу газа (Квл) будет иметь следующий вид:

 

Квл = n * (Кбур + Кобв + Кв.л.) + Кгск + σ * Рп + К'проч * (У + 1,5),

 

где n - количество скважин,

Кбур, Кобв, Кв.л., Кгск - капитальные вложения в бурение, обвязку скважин, выкидные линии и газосборный коллектор

σ - удельные капитальные вложения в объекты жилищного строительства тыс. руб/чел. Принимаем σ =9 тыс. руб/чел,

К'проч - капитальные затраты в прочие объекты участка промысла, Принимаем К'проч = 180 тыс.руб.

Pn - количество работников на промысле

где У - количество участков на промысле (У = 2) , принимается из расчета до 50 скважин на 1 участок.

Определим количество работников на промысле по годам разработки месторождения

 

Pn = P_оп * n + Р_пр1 + Р_пр2 * (У - 1),

 

Где Р_оп - количество операторов на 1 скв. P_оп принимаем равным 1.

Р_пр1 - прочее число работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаем равным 50.

Р_пр2 - количество прочих работников для 2-го участка, принимаем равным 10.

Определяем Рn для 1 года разработки месторождения.

Pn =1* 75 + 50 + 10 * (2-1) =135 человек.

Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для вариантов I и III для первого года разработки месторождения:

Квл^{1го д} = 75* (2402 + 103 + 65) + 5874 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 200,469 млн.руб.

Далее рассчитаем дополнительные капитальные вложения для вновь вводимых скважин:

2 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з^2год =0,

3 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з^3год =0

4 год: Кдоп.з.^4год =1* (2402 + 103 + 62) + 9 * 1 = 2579 тыс.руб.

И.т.д. до 11-го года разработки включительно.

Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для варианта II для первого года разработки месторождения:

Квл^1год = 73 * (2402 + 103 + 94) + 1749 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 198,519 млн.руб.

Аналогично рассчитаем дополнительные капитальные вложения для варианта II для второго и 3 года разработки месторождения, Кдоп.з.^2год = 0, Кдоп.з.^3год = 0

Рассчитаем капитальные вложения для варианта II для четвертого года разработки месторождения:

Кдоп.з. ^4год = 1* (2402 + 103 + 94) + 9 * 1 = 2608 тыс. руб.

И т.д. до 11-го года разработки включительно.

Определяем накопленные капитальные вложения по вариантам разработки месторождения и результаты сводим в таблицу 1.2.

1-ый год (1 и Ш варианты) = 200,469 млн.руб.

1-ый год (П вариант) = 198,519 млн. руб.

Поскольку новые скважины не водились, то для 2-го и 3-го года эксплуатации накопленные капитальные затраты не меняются:

2-ой год (I и Ш варианты) = 200,469 млн.руб.

2-ой год (II вариант) = 198,519 млн. руб.

3-ий год (I и Ш варианты) = 200,469 млн. руб.

3-ий год (II вариант) = 198,519 млн. руб.

И т.д. по всем годам

Определяем удельные значения капитальных затрат по годам разработки:

 

К уд(t) = Кнакопл (t) / Qдоб(t),

 

где К уд(t)-удельные капитальные затраты в добычу газа в год t, руб/тыс. м³,

Кдоб^нак (t) - накопленные капитальные затраты в год t млн. руб.,

Qдоб(t) - объем добычи газа в год t, млрд м³.

1-ый год (I и Ш варианты) = 200,469 / 5,711 = 35,1 руб/тыс. м³

1-ый год (П вариант) =198,519 / 5,711 = 34,76 руб/тыс. м³

И т.д. по всем годам

Составляем таблицу

месторождение вложение затраты эксплуатационные

Таблица 1.2

Годы	Кап. затраты для в-в (тыс. руб.)		Накопл. кап. затраты для в-в (тыс. руб.)		Уд. кап. затр. Для в-в (руб/тыс. м3)
	I и III	II	I и III	II	I и III	II
1	200469	198519	200469	198519	35,10	34,76
2	0	0	200469	198519	35,15	34,81
3	0	0	200469	198519	35,44	35,09
4	2579	2608	203048	201127	35,70	35,37
5	2579	2608	205627	203735	35,98	35,65
6	0	0	205627	203735	36,26	35,93
7	2579	2608	208206	206343	36,55	36,22
8	2579	2608	210785	208951	36,82	36,50
9	0	0	210785	208951	37,12	36,80
10	2579	2608	213364	211559	37,41	37,09
11	2579	2608	215943	214167	37,69	37,38
Итого за посл. период добычи	215943	214167	215943	214167	399,23	395,61
12	0	0	215943	214167	37,99	37,68
13	0	0	215943	214167	38,30	37,99
14	0	0	215943	214167	38,61	38,29
15	0	0	215943	214167	38,92	38,60
Итого	215943	214167	215943	214167	553,06	548,17

 

Используя результаты расчетов строим график (рис 1.1) динамики удельных капитальных затрат на добычу газа по вариантам разработки месторождения.

На основании проведенных расчетов и графиков можно сделать следующий вывод:

Удельные капитальные затраты на добычу газа увеличиваются по мере разработки месторождения так как с вводом каждой новой скважины капитальные затраты возрастают, а объем добычи газа остается приблизительно на уровне.

 

1.3 Расчет эксплуатационных затрат, связанных с добычей природного газа

 

Эксплуатационные затраты (издержки), связанные с добычей природного газа, определяем по отдельным годам разработки месторождения (И_t) и за период постоянной добычи (И_п).

Эксплуатационные затраты по отдельным годам разработки месторождения определяем по следующим статьям затрат:

амортизация производственного оборудования;

заработная плата производственных рабочих;

отчисления на социальные нужды;

топливо и энергия;

вода на технологические нужды;

расходы на ремонт;

цеховые и общепромысловые расходы;

прочие эксплуатационные расходы;

внепроизводственные расходы.

 

1.3.1 Расчет амортизационных расходов

Сначала определяем величину ежегодных амортизационных отчислений от стоимости добычных скважин.

 

А_г^скв= С_п* Н_а^скв

Н_а^скв = 1/ Т_п

Т_п = τ_{скв-лет}/ n_{экс. СКВ}*100%

 

τ_{скв-лет} - количество скважино-лет, отработанных за период постоянной добычи газа; n_{экс. скв.} - количество эксплуатационных скважин.

Т_{п 1,2,3} = 11/75*100% = 14,66Т_{п 4} =11/76*100% = 14,47

Т_{п 5,6} = 11/77*100% = 14,28Т_{п 7} = 11/78*100% = 14,1

Т_{п 8,9} = 11/79*100% = 13,92Т_{п 10} = 11/80*100% = 13,75

Т_{п 11,12,13,14,15} = 11/81*100% = 13,58

Таким образом, Н_а^скв:

Н_а^скв _1,2,3= 1/14,66 = 0,0682Н_а^скв ₄ = 1/14,47 = 0,0691

Н_а^скв _5,6= 1/14,28 = 0,07Н_а^скв ₇= 1/14,1 = 0,0709

Н_а^скв _8,9= 1/13,92 = 0,0718Н_а^скв ₁₀= 1/13,75 = 0,0727

Н_а^скв _{11,12,13,14,15}= 1/13,58 = 0,0736

Первичная стоимость скважин по конкретному году эксплуатации месторождения:

 

С_п = С_бур* n ,