Система ТЭП для проектирования разработки нефтегазовых м/р.

Основными ТЭП, которые используются при оценке эффективности проектирования систем разработки являются капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

Расчет экономических показателей производится в соответствии проектируемыми уровнями и динамикой технологических показателей по вариантам предполагаемым для конкретного месторождения. При этом используются экономические нормативы, определяемые по группам затрат с учетом технологических факторов и геологических условий.

Состав КВ:

1) Затраты на содержание вновь вводимых ОПФ проектируемых объектов

Объекты:

- бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин

-объекты промыслового обустройства связанные со сбором и транспортом н и г, автоматизацией технологического процесса, технологическими УПН, оборудованием по заводнению нефтяных пластов

-оборудование, связанное с повышением нефтеотдачи пластов и оборудование не входящее в сметы строек.

2) Будущие капитальные вложения в геолого-поисковые и геолого-разведочные работы, когда предусматривается доразведка месторождения

3) КВ в ответвления ж/д, отводы трубопроводов и другие транспортные средства и сооружения, связанные с транспортными нуждами

4) КВ на создание и прирост ОС, если они оказывают существенное влияние на экономические показатели

5) Затраты на воспроизводство ОС, выбывающих в течение расчетного срока службы месторождения

6) Затраты на строительство объектов производственной инфраструктуры в связи с развитием данного региона

Расчет КВ в разведку месторождений и промысловое обустройство основывается на объемных технологических показателях сметной стоимости одного метра проходки и норматива КВ по направлениям, утвержденных в соответствующих документах.

Однако могут использоваться и действующие в нефтедобывающих регионах местные нормативы КВ, которые учитывают специфику разработки месторождений данного региона.

КВ на создание инфраструктуры по нг добывающему региону определяют по материалам комплексной программы освоения и развития этих регионов.

Состав ЭЗ:

1) Расходы электроэнергии для извлечения попутного газа

2) Расходы по искусственному воздействию на пласт

3) Расходы по оплате труда

4) Амортизационные затраты по скважине

5) Расходы по сбору и транспортировке н и г

6) Расходы по технологической подготовке нефти

7) Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (наземного)

8) Общепроизводственные расходы

При проектировании нг месторождений для расчета ТЭП широко используются различного рода математические, графические и другие средства, которые отражают количественную связь экономических и технологических показателей.

34.Критерии оценки вариантов разработки нефтегазовых месторождений.

Выбор оптимального варианта разработки нефтяного и газового месторождения производится путем сравнительного анализа выгод и затрат по вариантам за весь период разработки месторождения.

Основные технико-экономические показатели разработки месторождения предварительно оцениваются на первые 10 лет. В процессе уточнения проектных исходных данных пересчитываются и уточняются все технико-экономические показатели.

Главными вопросами, подлежащими детальному технико-экономическому обоснованию, являются:

· определение времени перехода месторождения на падающую добычу;

· определение времени прекращения эксплуатации месторождения.

Экономические критерии и показатели оценки вариантов разработки нефтегазовых месторождений.

В основе выбора оптимального варианта разработки месторождения лежит оценка его экономической эффективности. Эффективность проекта определяется по общепринятым критериям, таким как:

• ЧДД;

• внутренняя норма рентабельности;

• индекс доходности;

• срок окупаемости вложений;

• коэффициент «выгоды/затраты».

Экономическая оценка нефтяных и нефтегазовых месторождений строится с учетом полноты, качества и комплектности использования их запасов при заданном уровне оптовых цен и других ограничениях, связанных с технологическими возможностями предприятий, правилами ведения горных работ, охраны окружающей среды и т.д.

Критерии конкретизируются системой показателей. К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектных систем разработки нефтегазовых месторождений, относятся общие и удельные капитальные вложения, общие эксплуатационные расходы и себестоимость добычи нефти или газа, суммарные (капитальные и эксплуатационные) затраты.

В качестве основных технологических параметров, влияющих на уровень и динамику экономических показателей, принимаются:

· объем добычи (уровни и динамика отборов);

· фонд эксплуатационных и нагнетательных скважин;

· глубина скважин;

· производительность скважин при различных способах эксплуатации;

· объем закачки рабочего агента, давление нагнетания, перепады давления;

число среднедействующих скважин.

35. Нормативы капитальных вложений и эксплуатационных затрат для оценки вариантов разработки нефтегазовых месторождений.

К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектных систем разработки газовых месторождений, относятся общие и удельные капитальные вложения, общие эксплуатационные расходы и себестоимость добычи м3 газа, суммарные (капитальные и эксплуатационные) затраты.

В состав предстоящих капитальных вложений входят: затраты на создание вновь вводимых основных производственных фондов проектируемых объектов. К ним относится бурение:

· эксплуатационных и вспомогательных скважин;

· объемы промыслового обустройства (сбор и транспорт нефти, сбор и транспорт газа, автоматизация технологических процессов,

· энергоснабжение связь, очистные сооружения, производственные базы, дороги и прочие объекты);

· новые методы повышения газоотдачи; оборудование, не входящее в сметы строек;

· будущие капитальные вложения в геолого-поисковые и геолого- разведочные работы в тех случаях, когда возникает необходимость в доразведке месторождения;

· вложения в ответвления железных дорог, подъездные пути, отводы от трубопроводов и другие транспортные средства и сооружения, предназначенные для удовлетворения транспортных нужд;

· капитальные вложения на создание и прирост оборотных производственных фондов (в том случае, если оборотные фонды оказывают достаточно существенное влияние на величину экономических показателей);

· затраты на простое воспроизводство основных производственных

фондов, выбывающих в течение расчетного срока из-за физического

или морального износа;

· затраты на строительство объектов производственной инфраструктуры в той мере, в которой необходимость в них обусловлена развитием конкретного района (месторасположения проектируемого месторождения).

Расчет капитальных вложений в разведку месторождений

газа, эксплуатационное бурение и промысловое обустройство

основываются на объемных показателях, сметной стоимости метра

проходки и нормативах капитальных вложений по направлениям,

утвержденным Минтопэнерго. Могут использоваться и

действующие в газодобывающих регионах местные нормативы

капитальных вложений, учитывающие специфику района и условия

разработки месторождения.

В составе предстоящих эксплуатационных расходов учитываются:

• расходы на электроэнергию по извлечению нефти и газа;

• расходы по искусственному воздействию на пласт;

• расходы по оплате труда;

• амортизацию скважин;

• расходы по сбору и транспортировке нефти и газа;

• расходы по технологической подготовке нефти;

• расходы на содержание и эксплуатацию оборудования;

• общепроизводственные расходы.

Все эксплуатационные затраты, в зависимости от особенностей влияния на них технологических факторов разработки, определяются в следующие группы исходя из статей затрат калькуляционного листа:

· затраты на обслуживание скважин, зависящие от количества действующих эксплуатационных (нефтяных) скважин (заработная плата производственных рабочих, отчисления на соцстрах, общепроизводственные и прочие (без ГРР) расходы, расходы на подготовку и освоение производства, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (без амортизации прочих основных средств);

· Затраты, зависящие от механизированной добычи жидкости (энергетические расходы);

· затраты, зависящие от закачки рабочего агента в пласт (расходы по искусственному воздействию на пласт без амортизации нагнетательных скважин и прочих основных средств цеха ППД);

· затраты, зависящие от добычи жидкости (расходы по сбору и транспортировке нефти без амортизации);

· затраты, зависящие от объема деэмульсированной жидкости (расходы по технологической подготовке нефти без амортизации);

· затраты по сбору и транспортировке газа (без амортизации),

· зависящие от объема добычи попутного газа.

36.Основные направления (структура) капитальных вложений при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений и принцип расчета.

Капитальные затраты в инвестиционные проекты (Ki) включают ин­вестиции на:

-бурение скважин;

-оборудование, не входящее в сметы строек;

-строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и про­изводственной инфраструктуры

Ki=Kбурi+Kобi+Kстрi

Где Ki - капитальные затраты в i-м году, млн. руб.; Kбурi - капитальные за­траты в бурение скважин в i-м году, млн. руб.; Kобi капитальные вложе­ния в оборудование, не входящее в сметы строек, в i-м году, млн. руб.; Kстрi- капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромысло­вого обустройства и производственной инфраструктуры в i-м году, млн. руб.

Капитальные затраты в бурение скважин в зависимости от имеющейся исходной информации могут рассчитываться двумя методами.

1. На основе инвестиций в строительство скважины и количества нефтя­ных, газовых, нагнетательных, поисково-разведочных и других скважин, вводимых из бурения:

где Kбурi - капитальные затраты в бурение скважин в i-м году. млн. руб.; - стоимость строительства одной скважины j-го типа с учетом ее конструкции и глубины, млн. руб./скв.; g - количество типов скважин; - ввод скважин j-го типа из бурения в i-м году, скв.

Стоимость строительства скважины включает расходы по следующей структуре:

а) строительно-монтажные работы:

- подготовительные работы;

- монтаж-демонтаж буровой установки и привышечных сооружений и их транспортировка;

- бурение и крепление;

- отбор керна, шлама, прочие исследования;

- испытание на продуктивность;

- природоохранные мероприятия (рекультивация и т.д.);

- прочие работы:

б) оборудование, требующее и не требующее монтажа;

в) прочие работы.

2. На основе прогнозируемого объема бурения и сметной стоимости одно­го метра проходки:

Кбурi=(Cбэ*Пбэi)+(Сбпр*Пбпрi)

где Cбэ - сметная стоимость одного метра проходки эксплуатационного бу­рения в зависимости от глубины и конструкции скважины, тыс. руб./м; Пбэi - объем эксплуатационного бурения в i-м году, тыс. м; Cбпр - сметная стоимость одного метра проходки поисково-разведочного бурения в зависи­мости от глубины и конструкции скважины, тыс. руб./м; Пбпрi - объем по­исково-разведочного бурения в i-м году, тыс. м.

Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, состоят из расходов на приобретение оборудования для предприятий нефтегазодобычи и прочих предприятий.

Оборудование для предприятий нефтегазодобычи включает обязатель­ный минимум оборудования, непосредственно связанного с обустройством и пуском в эксплуатацию добывающих скважин.

Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитываются по формуле:

Кобi=Кобснi+Кобспi=Унг*Nсквi*(1+Дпр)

где Кобi - капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, в 1-м году, млн. руб.; Кобснi - капитальные вложения в оборудова­ние, не входящее в сметы строек, для предприятии нефтегазодобычи в i-м году, млн. руб.; Кобспi _/- капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий в i-м году, млн. руб.; Унг - удельные капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, для предприятий нефтегазодобычи в расчете на одну вводимую добывающую скважину, млн. руб./доб. скв.; Nсквi – ввод добывающих скважин из бурения в i-м году, скв.; Дпр - доля затрат в оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий, доли.

Капитальные затратына строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктурырассчитываются по следующим направлениям обустройства:

- сбор и транспорт продукции (включая межпромысловые трубопроводы);

- подготовка нефти и газа к транспорту;

- повышение нефтеотдачи нефтяных пластов;

- пром. водоснабжение и пром. канализация;

- теплоснабжение;

- электроснабжение и связь (включая высоковольтные линии электро­передач);

- автомобильные дороги;

- мероприятия по экологии и промышленной безопасности (природо­охранные объекты);

- прочие объекты;

- комплексная автоматизация и корпоративные вычислительные сети;

- материально-техническое и ремонтное обеспечение.

Капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслово­го обустройства и производственной инфраструктуры рассчитываются сле­дующим образом:

Кстрi=Кстпоi+Кстпроi+Кстохрi

где Кстрi - капитальные затраты на строительство объектов нефтетазопро­мыслового обустройства и производственной инфраструктуры в i-м году, млн. руб.; Кстпоi - капитальные затраты на строительство объектов нефте­газопромыслового обустройства в i-м году, млн. руб.; Кстохрi - капитальные затраты на строительство прочих объектов нефтегазопромыслового обуст­ройства в i-м году, млн. руб.; К_СТОХр - капитальные затраты на строительст­во природоохранных объектов в i-м году, млн. руб.

где - удельные капитальные затраты на строительство объектов нефте­газопромыслового обустройства по j-му направлению в расчете на одну вво­димую добывающую скважину, млн. руб./доб. скв.; п - количество направ­лений обустройства.

Кстохрi=kохр*(Кбурi+Kстпоi)

Где Кстохрi – капитальные затраты на строительство природоохранных объектов в i-м году, млн.руб. kохр – доля расходов на строительство природоохранных объектов к сумме расходов на бурение скважин и нефтегазопромысловое обустройсвто, доли или %.