122. Если газоконденсатная залежь имеет нефтяную оторочку промышленного значения и высокую нефтенасыщенность газоносной части пласта, то следует рассмотреть вариант разработки нефтяной оторочки в сочетании с технологией воздействия на пласт, при которой извлечение нефти будет осуществляться попутно с газом в газовых шапках.
123. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит постоянное пополнение информации за счет бурения новых скважин и наблюдения за ходом разработки данных месторождений. Могут возникнуть также обстоятельства, когда принятый ранее проект разработки потребует значительных изменений. В этом случае составляются коррективы или дополнения к проекту разработки, которые подлежат утверждению в органе, ранее утверждавшем проект разработки.
124. Главным этапом проектирования разработки месторождений следует считать основной проект разработки, который составляется на период, охватывающий освоение не менее 50 % промышленных утвержденных запасов газа и конденсата. На этом этапе проектирования следует дать оценку эффективности проекта, то есть оценить все выгоды и затраты по нему. Для этого в мировой практике используют метод проектного анализа, который является инструментом принятия разумных решений по рациональному освоению природных ресурсов страны. С помощью этого метода рассчитывается ценность проекта, которая определяется в общем виде разностью положительных результатов или выгод и отрицательных результатов или затрат.
125. При отборе свыше 50 % от первоначальных запасов и при переходе месторождения в стадию падающей добычи следует составить проект доразработки месторождения, требования к которому практически совпадают с требованиями проекта промышленной разработки.
126. При составлении проекта доразработки рассматриваются возможности превращения месторождения в подземное хранилище газа или месторождение-регулятор, если существует такая необходимость в связи с сезонным неравномерным потреблением газа.
127. Структура проекта предполагает наличие следующих разделов: экономического, финансового, коммерческого, социального, оценки риска проекта, в том числе экологического.
128. Экономический раздел связан с изучением влияния проекта на развитие газовой промышленности как сектора народного хозяйства страны в целом, то есть производится общественная оценка связанных с проектом результатов и затрат.
129. Финансовый раздел определяет рыночную эффективность рассматриваемого объекта, при этом непосредственно используются рыночные цены на производимую продукцию и услуги, реальные источники финансирования и процентные ставки по ним, действующая система налогообложения и ее параметры.
130. Коммерческий раздел рассматривает систему прогнозируемого спроса, маркетинга сбыта продукции, доставок необходимых материалов и других ресурсов для реализации проекта.
131. Социальный раздел определяет пригодность тех или иных предполагаемых вариантов проекта с точки зрения интересов целевой группы населения. Он предполагает такую стратегию осуществления проекта, которая пользовалась бы поддержкой населения. Ключевыми разделами проекта являются финансовый и экономический разделы.
132. Финансовый раздел проекта носит комплексный характер и включает:
1) оценку финансовой рентабельности проекта или эффективности инвестиций;
2) анализ потребностей в финансировании, разработку финансового плана;
3) финансовый анализ реализующей проект организации.
133. Для оценки финансовой эффективности данного проекта определяют следующие технико-экономические показатели: доход от продаж (выгоды); капитальные вложения; эксплуатационные затраты; налоговые выплаты; поток наличности; чистая текущая стоимость; внутренняя норма рентабельности; срок возмещения капитала.
134. Из этой системы технико-экономических показателей основными критериями финансовой оценки инвестиций в проекте являются: чистая текущая стоимость и внутренняя норма рентабельности.
135. Экономическая оценка проводится с точки зрения национальной экономики. В основе оценки экономических выгод и затрат лежат теневые цены, которые следует определить в данном проекте. Особая роль в экономическом анализе отводится трансфертным платежам.
136. Расчет основных составляющих финансовых и экономических критериев осуществляется на базе следующей исходной геолого-технической информации основного проекта разработки освоения газовых ресурсов по годам проектного периода: объема добычи газа и конденсата, количества эксплуатационных нагнетательных скважин, системы обустройства месторождений, способов подготовки газа к дальнейшему транспорту, мощности дожимных компрессорных станций и так далее.
137. Для определения капитальных и эксплуатационных затрат по годам проектного периода формируется нормативная база стоимостных цен и оценок объектов обустройства месторождений, структура затрат на эксплуатацию месторождений, изучается налоговая и законодательная система страны, касающаяся освоения газовых ресурсов.
138. Осуществляется оценка риска проекта с использованием методов: чувствительности, построения сценариев, вероятностных и других методов.
139. Определяются источники финансирования данного проекта, производится расчет плана «обслуживание долга». Рассчитывается точка безубыточности проекта, то есть тот минимальный объем производства, ниже которого деятельность организации, реализующей проект, следует считать неэффективной (убыточной).
140. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений следует производить в соответствии с Декларацией безопасности промышленного объекта.
141. Декларация безопасности промышленного объекта разрабатывается в составе проекта разработки.
Параграф 4. Выделение объектов для совместной эксплуатации нескольких пластов на газовых и газоконденсатных месторождениях
142. Разработка многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений может осуществляться:
1) раздельной эксплуатацией каждого пласта самостоятельной сеткой скважин;
2) одновременной и совместной эксплуатацией нескольких пластов в одной скважине:
3) одновременной и раздельной эксплуатацией нескольких пластов (объектов) в одной скважине с применением разобщителей между пластами.
143. При организации эксплуатации многопластовых месторождений следует учитывать весь комплекс геолого-технических показателей, технические и экономические условия отбора газа, конденсата и сопутствующих компонентов из отдельных пластов.
144. При проектировании разработки многопластового месторождения выбираются эксплуатационные объекты для совместной эксплуатации пластов в каждом из них. При этом желательно, чтобы число эксплуатационных объектов было минимальным, но не вызывало бы ухудшения условий эксплуатации месторождения в целом или отдельных пластов.
145. При объединении пластов для совместной эксплуатации следует решить и вопрос контроля за разработкой отдельных пластов: наблюдение за изменением пластовых и забойных давлений, перетоком газа из одного пласта в другой, за выносом песка, продвижением воды и так далее.
146. С этой целью следует учитывать необходимость бурения наблюдательных скважин на отдельные пласты (или ввода из числа разведочных) для проведения замеров давления и других исследований.
Параграф 5. Выбор метода разработки
газоконденсатных месторождений
147. При разработке газоконденсатных месторождений (залежей) осуществляют два основных метода, применяемых в зависимости от содержания тяжелых углеводородов (С5Н12 + ВЫСЩ.), величины запасов газа и конденсата, особенностей геологического строения и условий эксплуатации залежи:
1) метод разработки на истощение, то есть без поддержания пластового давления;
2) метод разработки с поддержанием пластового давления.
148. Выбор метода разработки газоконденсатного месторождения определяется в каждом случае на основе гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов.
149. Проведению технико-экономических расчетов, связанных с выбором метода разработки газоконденсатных месторождений, предшествует определение таких основных исходных технологических параметров, как:
1) величина начальных запасов газа, стабильного конденсата (С5 Н12 + высшие) и сжиженных газов;
2) изменение содержания стабильного конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода эксплуатации месторождения;
3) суммарные потери стабильного конденсата к концу разработки месторождения при том или ином методе эксплуатации месторождения;
4) возможная добыча газа и конденсата по периодам и годам разработки в зависимости от метода эксплуатации месторождения;
5) дебиты скважин (газ и конденсат) по периодам и годам разработки, количество эксплуатационных, нагнетательных (газовых) и пьезометрических скважин, необходимых для осуществления того или иного метода эксплуатации месторождения;
6) приемистость нагнетательных скважин и количество закачиваемого газа, необходимое для осуществления процесса;
7) изменение физико-химического состава и товарной характеристики извлекаемого из пласта конденсата по периодам и годам разработки месторождения.
150. При любом методе разработки газоконденсатного месторождения система сбора, сепарации и обработки газа обеспечивает возможность наиболее полного улавливания конденсата и других компонентов из добываемого газа при наиболее рентабельных экономических показателях.