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 = Qзапг + Qзапк = (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 = Dср * 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 = Pоп* n + Рпр1 + Рпр2 * (У - 1),
Где Роп – количество операторов на 1 скв. Pоппринимаем равным 1.
Рпр1 - прочее число работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаем равным 50.
Рпр2- количество прочих работников для 2-го участка, принимаем равным 10.
Определяем Рnдля 1года 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:
Квл1го 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.з2год =0,
3 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з3год =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:
Квл1год = 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) = 198,519млн. 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) = 198,519млн. руб.
3-ий год (I и Ш варианты) = 200,469 млн. руб.
3-ий год (II вариант) = 198,519млн. 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)-удельныекапитальные затраты в добычу газа в год t, руб/тыс. м3,
Кдобнак (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
природный газ месторождение разработка
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.