Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 [ 153 ] 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

привело к относительному ухудшению ТЭП разработки месторождений и приближению их к проектному уровню.

Главным фактором улучшения фактического уровня ТЭП по сравнению с проектным в начальный период явилось значительное превышение темпов роста добычи газа над темпами освоения капитальных вложений, что благоприятным образом отразилось на удельных показателях затрат. На момент достижения проектного уровня (1985 г.) была обустроена только Уренгойская площадь, где эксплуатировалось И УКПГ вместо 15 УКПГ по проекту, с учетом Ен-Яхинской площади (3 УКПГ) и Северо-Уренгойского месторождения (1 УКПГ).

Немаловажным обстоятельством, обеспечившим благоприятный уровень достигнутых ТЭП, явилось внедрение прогрессивных научно-технических решений, обоснованных при проектировании разработки месторождений севера Тюменской области: применение скважин увеличенного диаметра и повышенного дебита, кустовое расположение скважин; дифференцированная система вскрытия пласта, УКПГ повышенной производительности и т.д. привели к тому, что месторождение было выведено на проектную мощность ускоренными темпами и с минимальными затратами. Проведенные экономические исследования показали, что только использование скважин с повышенным дебитом ежегодно увеличивало фондоотдачу в среднем на 12 %, себестоимость добычи при этом снижалась на 10 %.

2. Начиная с 1993 г. добыча газа из сеноманских залежей падает, что вызвано запаздыванием ввода ДКС. Основной особенностью периода разработки 1993-1996 гг. является ухудшение всех технико-экономических показателей, что непосредственно связано со временем проведения экономических преобразований в стране.

Переход на рыночные отношения и введение свободных цен на энергоносители предопределили резкий (скачкообразный) рост стоимости основных фондов и годовых эксплуатационных затрат и соответственно удельных показателей: фондоемкости и себестоимости добычи газа.

Стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОППФ) для разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в 1997 г. возросла по отношению к 1989 г. более чем в 6 тысяч раз. Увеличение стоимости ОППФ вызвано прежде всего четырехкратной переоценкой фондов (по состоянию на 01.07.92; 01.01.94; 01.01.95 и 01.01.96), которая производилась на основе разработанных коэффициентов. Однако многократная переоценка основных фондов ОФ с помощью индексного метода приводила к искажению и, в большинстве случаев, к превышению реальной стоимости ОФ.

В результате экспертной оценки, проведенной в 1-м полугодии 1997 г., стоимость ОФ по УГПУ снижена.

3. Кроме существенного роста ежегодных эксплуатационных расходов и соответственно себестоимости добычи газа, коренным образом изменилась их структура. Помимо собственных затрат на добычу газа в себестоимость продукции включаются и обязательные отчисления в виде налогов и платежей.

В условиях рыночных отношений добывающие предприятия облагаются налогом за пользование недрами. Они производят также отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСЕ), которые составляют соответственно 16 и 10 % от стоимости реализованной продукции. Кроме

того, введены налоги на имущество, на поддержание образования, транспортный налог и т.д.

Анализ собственных затрат на газ (без учета налогов) показал, что начиная с 1991 г. самой весомой долей затрат являются "Прочие расходы", которые составляли от 17 до 59 %, а в 1992 - 1993 гг. достигли 80 %. По указанной статье затрат учитываются услуги транспортных и сторонних организаций, содержание дорог, плата за кредит и т.д.

Изменение структуры эксплуатационных расходов привело к снижению удельного веса амортизационных отчислений за период с 1989 по 1996 г. с 75 до 45 %. Расходы на оплату труда за это время возросли с 4,6 до 7,3%.

Рассмотрение полных издержек на газ (с учетом налогов и выплат) показало, что структура их меняется. Второе место после прочих расходов, наряду с амортизацией, занимает плата за право пользования недрами (10 - 27 %), и общая сумма налогов в структуре затрат занимает 25 - 44 %. В 1996 г. доля амортизации увеличилась по сравнению с 1995 г. с 21 до 30 %, что является следствием возросшей стоимости ОФ в результате переоценок. После исправления искаженной стоимости ОФ в сторону уменьшения величина амортизационных отчислений на реновацию в 1997 г. также обоснованно снижена примерно в 1,3-!-1,4 раза по сравнению с 1996 г.

На основании анализа фактических данных о затратах на добычу газа, сравнения базовых нормативов затрат, заложенных в проекты (разработки и обустройства), и с учетом коэффициентов удорожания были выполнены коррективы нормативной базы для расчета перспективного уровня капитальных и эксплуатационных затрат.

Укрупненные нормативы затрат для расчета капитальных вложений и эксплуатационных расходов были введены с учетом уровня цен по состоянию на 01.10.97, и в дальнейшем нормативы предполагалось пересматривать в зависимости от изменения политики цен, достижений научно-технического прогресса и других факторов.

Разработка Ямбургского месторождения

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове (территория Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области). Это северная часть Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

4.3.1

Геологическая характеристика сеноманской залежи

Основные запасы газа приурочены к сеноманской продуктивной толще. Эта газовая залежь массивного типа вскрыта в интервале глубин 997,6 - 1210,0 м. Размеры залежи по площади 85x45 км, высота более 220 м.

Сеноманская продуктивная толща представляет собой сложный поли-фациальный комплекс прибрежно-морских и аллювиально-дельтовых континентальных отложений и характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью и неоднородностью пластов-коллекторов, которые выклиниваются и замещаются по разрезу и по площади.

Построенные карты эффективных газонасыщенных толщин, средневзвешенных значений эффективной пористости и абсолютной проницаемости коллекторов и их доли в газонасыщенной толще сеномана позволили уточнить закономерности распространения газонасыщенных пород-коллекторов и изменения их фильтрационно-емкостных параметров на площади месторождения. Большее внимание было уделено наименее изученной северной части месторождения, районам УКПГ-7 и особенно УКПГ-4, где в 1996-1997 гг. дополнительно пробурено несколько разведочных скважин.

Анализ выполненных графических построений показывает, что на территории месторождения выделяются несколько крупных участков с повышенными толщинами газонасыщенных коллекторов. В пределах этих участков породы-коллекторы характеризуются также более высокими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с соседними районами.

В южной половине месторождения прослеживаются два таких участка. Наиболее крупный по размерам, основной участок, в котором наблюдаются наибольшие в пределах месторождения толщины газонасыщенных коллекторов, приурочен к купольной части Ямбургского поднятия. Эффективные газонасыщенные толщины в нем изменяются от 90 до 175 м. Максимальные их значения установлены в скв. 2099 и 2120, пробуренных в своде поднятия.

Породы-коллекторы основного участка характеризуются очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В его пределах средневзвешенная эффективная пористость газонасыщенных пород-коллекторов составляет 24 - 31,5 % и лишь на отдельных периферийных участках уменьшается до 20 - 22 %. Средневзвешенная абсолютная проницаемость коллекторов изменяется от 1 • 10"до 2,11 • 10"м и только вблизи границ участка местами снижается до 0,5- 10" м. Максимальные значения средневзвешенной эффективной пористости и абсолютной проницаемости наблюдаются в сводовой СКВ. 2120.

Второй участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов меньших размеров выделяется на пологом восточном крыле структуры. В его пределах эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 80 до 107 м. Максимальные их значения установлены в скв. 6100 и 6055. Средневзвешенные значения эффективной пористости и абсолютной проницаемости пород-коллекторов соответственно составляют 22 - 26 % и (0,5-ь 1,14) • 10" м. В зоне, отделяющей первый основной участок от второго, эффективные газонасыщенные толщины уменьшаются до 60 - 75 м, эффективная пористость коллекторов - до 18,5 - 20,5 % и абсолютная проницаемость - до (0,32-И),34) • 10"м.

В северной части месторождения, на территории УКПГ-4 и УКПГ-7 прослеживаются четыре участка повышенных толщин газонасыщенных коллекторов: западный, Анерьяхский, восточный и центральный.

Западный участок выделяется на северной периклинали поднятия, в