Система ТЭП для проектирования разработки нефтегазовых м/р.

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 9Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

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.

31. Критерии оценки вариантов разработки нефтегазовых м/р.

Основными критериями, по которым оценивается эффективность проекта являются – ЧДД, ИД, ВНР, срок окупаемости.

ЧДД показывает, на сколько денежных единиц проект принесет больше, чем вложение денежных средств в альтернативные источники дохода. Если ЧДД больше 0, то проект эффективен.

ВНР показывает, какая доходность, выраженная в % годовых, эквивалентна нашему проекту. ВНР – такая норма дисконта, при которой ЧДД равен 0. Если ВНР больше ставки дисконтирования, то проект эффективен.

ИД (индекс доходности) – показывает какие доходы мы получим с каждого рубля вложенных средств. ИД = (ЧДД/Диск КВ) +1. Если меньше 1, то проект не эффективен.

Срок окупаемости бывает 2х видов – простой и дисконтированный. Срок окупаемости сравнивается с периодом реализации проекта.

Дисконтированный срок окупаемости показывает через какое время накопленный ДДП становится и в дальнейшем остается положительным.

32. Нормативы КВ и ЭЗ для оценки вариантов разработки нефтегазовых м/р. Основные направления (структура) КВ при проектировании нефтяных м/р и принцип их расчета.

Исходная информация для оценки эффективности нефтегазовых проектов включает в себя технологические показатели разработки месторождения и заданные экономические условия расчета:

- объем геологоразведочных работ;

- объем разведочного и эксплуатационного бурения;

- ввод новых скважин (добывающих, нагнетательных);

- среднедействующий фонд нефтяных скважин; -

- среднедействующий фонд газовых скважин; -

- среднедействующий фонд нагнетательных скважин;

- объем добычи нефти;

- объем добычи нефтяного газа;

- объем добычи природного газа;

- объем добычи газового конденсата;

- объем добычи жидкости;

- объем закачки рабочего агента, а также ряд других показателей, определенных «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных ме-сторождений».

Основыми ТЭП,кот.используются при оценке эффективности проектируемых систем разработки являются КВ И ЭЗ.

Состав КВ:

· 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, нергоснабжение 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

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.

КВ могут рассчитываться 2 методами:

1)на основе затрат в строительство и количества скважин

2)На прогнозном объеме бурения и сметной стоимости метра проходки

,шл – шлейф, – длина всех труб

,кол-коллектора, -протяженность коллекторов

, – количество установок

, – на единицу установленной мощности

Состав ЭЗ:

· Расходы на электроэнергию для извлечения ПНГ

· Расходы по искусственному воздействию на пласт

· ФОТ

· ОА по скважине

· Расходы по сбору и транспортировке НиГ

· Расходы по технологической подготовки нефти

· Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

· Общепроизводственные расходы

33. Основные направления (структура) КВ при проектировании газовых м/р и принцип их расчета.

1. Бурение и оборудование скважин – капвложения за год равны произведению капитальных вложений в бурение и оборудование скважин на количество вводимых скважин.

2. Газопроводы–шлейфы – капвложения равны произведению норматива КВ в 1 км шлейфа на ввод шлейфа в км в данном году

3. Дороги – капвложения равны произведению стоимости 1 км дороги на среднюю протяженность и количество обустраиваемых в данном году скважин.

4. Установки комплексной подготовки газа (УКПГ) – капвложения равны произведению стоимости одной установки на количество вводимых в данном году установок.

5. Коллектор – капвложения равны произведению стоимости 1 км коллектора на его протяженность.

6. Конденсатопровод – норматив КВ в 1 км конденсатопровода*длина конденсатопровода, вводимая в данном году.

7.Компрессорная станция (КС) – капвложения в строительство КС равны норматив КВ в единицу мощности КС*установленная мощность компрессорных агрегатов в кВт-ч, вводимых в данном году

8. Установка по перекачке конденсата – норматив КВ, приходящихся на 1 т мощности установки * прирост вводимой мощности в тоннах в данном году.

9. Прочие капвложения – берутся в % от всех капвложений текущего года.

КВ по газовым месторождениям складываются из пунктов 1+2+3+4+5+ 7+9

КВ по газоконденсатным месторождениям складываются из пунктов 1+2+3+4+5+6+7+8+9

Познавательные статьи:



Коммуникативные барьеры и пути их преодоления

Рынок недвижимости. Сущность недвижимости

Решение задач с использованием генеалогического метода

История происхождения и развития детской игры