WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Автором предложены более укрупненные направления нефтепромыслового обустройства по сравнению с действующими нормативными и регламентирующими документами.

При оценке и выборе варианта разработки рекомендуется затраты на подготовку нефти определять в расчете на одну добывающую скважину в составе направления «сбор и транспорт нефти и газа», т.к. обоснование рекомендуемого варианта разработки проводится с учетом только объектов предварительной подготовки нефти в составе названного направления капитальных вложений.

Затраты на промводоснабжение ввиду их незначительного удельного веса предлагается включить в прочие затраты на промысловое обустройство.

В отличие от действующего регламента, согласно которому затраты на природоохранные мероприятия рассчитываются в процентном отношении от суммарных капитальных вложений, в предлагаемой методике рекомендуется применять базовые нормативы, учитывающие природоохранную составляющую.

Укрупнение направлений способствует уменьшению вероятности ошибок в расчете капитальных вложений при проведении экспресс-оценки, к которой относится выбор системы разработки и плотности сетки скважин.

Рекомендуемая методика определения нормативов УКВ в нефтепромысловое обустройство состоит в корректировке базовых нормативов двумя коэффициентами: коэффициентом изменения УКВ в зависимости от системы разработки и коэффициентом изменения в зависимости от плотности сетки скважин.

Нi = Нiб * Кiсис * Кiсет, (1) где Нi – удельные капитальные вложений в i-е направление обустройства, ден.ед./скв.;

Нiб – базовый норматив УКВ в i-е направление обустройства, ден.ед./скв.;

Кiсис – коэффициент изменения норматива удельных затрат в i-е направление обустройства в зависимости от системы разработки, доли ед.;

Кiсет - коэффициент изменения норматива удельных затрат в i-е направление обустройства в зависимости от плотности сетки скважин, доли ед.

Рекомендуемая методика может быть использована для всех направлений нефтепромыслового строительства, кроме автоматизации и телемеханизации. Система автоматизации и телемеханизации обслуживает в основном добывающие скважины, поскольку подавляющий поток информации поступает именно с них. Следовательно, затраты в данное направление нефтепромыслового строительства зависят главным образом от количества добывающих скважин и не корректируются.

Предложенная корректировка нормативной базы расчета затрат на обустройство месторождения позволяет получить дифференцированные УКВ для различных систем разработки и сеток скважин, которые дают возможность рассчитать капитальные вложения близкие к реально необходимым при кустовом методе разбуривания.

2. Обоснованы коэффициенты, корректирующие нормативы капитальных вложений в объекты промыслового обустройства, позволяющие повысить достоверность оценки и обоснованность принимаемых управленческих решений по выбору варианта разработки месторождения.

Коэффициенты для корректировки нормативной базы зависят от соотношения добывающих и нагнетательных скважин, а также от площади нефтеносной залежи на 1 скважину. Автором предлагается система коэффициентов, корректирующих базовые нормативы капитальных вложений в объекты промыслового обустройства в зависимости от систем разработки и плотности сеток скважин. Для получения данных зависимостей проведены расчеты по большому количеству вновь вводимых месторождений с учетом основных параметров обустройства.

По каждому месторождению рассмотрены варианты, отличающиеся системами разработки и плотностью сеток скважин. Технико-экономические расчеты выполнены с учетом использования конкретных физических объемов по обустройству и стоимостей применяемых материалов, оборудования и строительно-монтажных работ. На основе проведенных исследований выведены зависимости изменения УКВ по всем укрупненным направлениям нефтепромыслового обустройства для различных систем разработки месторождения по отношению к базовым (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1) (табл. 1).

Таблица Коэффициенты изменения нормативов УКВ в нефтепромысловое обустройство в зависимости от систем разработки, доли ед.

Система разработки Трехрядная Семиточечная Однорядная Направление обустройства Девятиточечная (соотношение Пятиточечная (соотношение скважин 2:1) (соотношение скважин 3:1) скважин 1:1) 1. Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа 1.00 1.04 1.2. Поддержание пластового давления 1.00 0.91 0.3. Электроснабжение 1.00 1.06 1.4. Базы ПТО и МТО 1.00 1.06 1.5. Автодороги 1.00 1.06 1.6. Прочие 1.00 1.07 1.Для каждой из рассмотренных систем определены зависимости изменения УКВ от плотности сетки скважин (табл. 2). Результаты расчетов показали, что коэффициенты изменения нормативов УКВ для различных систем разработки и одинаковой плотности сетки скважин практически не отличаются (различие составляет от 3 до 9 %). Поэтому корректирующие коэффициенты в зависимости от плотности сеток скважин могут применяться для всех рассматриваемых систем разработки.

Таблица Коэффициенты изменения нормативов УКВ в нефтепромысловое обустройство в зависимости от плотности сеток скважин, доли ед.

Плотность сетки, га/скв.

Направление обустройства 9 16 25 36 49 1. Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа 0.83 0.85 1.00 1.23 1.37 1.2. Поддержание пластового давления 0.63 0.83 1.00 1.18 1.30 1.3. Электроснабжение 0.59 0.74 1.00 1.42 1.83 2.4. Базы ПТО и МТО 0.36 0.64 1.00 1.32 1.96 2.5. Автодороги 0.39 0.65 1.00 1.39 1.79 2.6. Прочие 0.57 0.74 1.00 1.31 1.58 1.Представленные коэффициенты изменения УКВ в зависимости от плотности сеток скважин отличаются от применяемых в действующей практике технико-экономического проектирования. Принципиальное отличие заключается в том, что предлагаемые коэффициенты получены «прямым счетом» по нескольким месторождениям, по каждому из которых рассмотрен широкий диапазон сеток скважин, а не на основе анализа проектно-сметной документации по различным месторождениям, где рассматривается только один вариант разработки.

Выявленные зависимости универсальны и применимы для месторождений с разными проектными уровнями добычи нефти, что подтверждено проведенными расчетами. Использование предлагаемых корректирующих коэффициентов позволит более обоснованно проводить технико-экономическую оценку вариантов разработки месторождения.

3. Разработана методика расчета проектных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, предусматривающая выделение двух направлений вложения средств: на вновь вводимую из бурения и освоения скважину и на скважину действующего фонда.

Оборудование, не входящее в сметы строек (ОНСС) по фактическим данным нефтяных компаний занимает значительный удельный вес в суммарных капитальных вложениях. Однако, как показал анализ регламентирующих, нормативных и проектных документов на разработку нефтяных месторождений, этому направлению не уделяется должного внимания. Не учитывается значительная часть необходимых затрат на ОНСС, что приводит к несоответствию расчетных и фактических показателей капитальных вложений (рис. 1). Как показало исследование, отклонение проектных капитальных вложений, рассчитанных традиционным путем (корректировка УКВ в обустройство по двум направлениям и учет затрат только на оборудование скважины) и с использованием подхода ВСН 32-82, от их реальной величины составляет 30 %. Фактические же затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, превышают расчетные в 2-3 раза.

0.0.0.0.0.0.6 0.0.0.0.проект (традиционый подход) проект (расчет по ВСН 32-82) Капитальные вложения, всего Нефтепромысловое обустройство Оборудование, не входящее в сметы строек Рис. 1. Сравнение фактических и проектных капитальных вложений В большинстве проектных документов на разработку месторождений в составе ОНСС учитываются только затраты на оборудование скважин (ШГН, ЭЦН), а не все необходимые, вследствие чего фактические показатели экономической эффективности разработки месторождения будут ниже, чем представленные в проектном документе. Анализ фактических капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, основных нефтяных компаний России за 1999-2003 гг. показал, что фактические удельные затраты в это направление в расчете на вновь вводимую добывающую скважину выше используемых в проектных документах в 4-8 раз и доли ед.

( от фактических затрат ) составляют от 7,1 до 27,5 млн. руб. на скважину. В то же время учет всех необходимых затрат на одну вновь вводимую скважину по всей вероятности приведет к отрицательному результату оценки эффективности разработки месторождения. В первые годы разработки значительная сумма капитальных вложений вряд ли компенсируется последующими доходами.

Предлагаемая методика в отличие от действующих учитывает фактическую структуру затрат, в которой помимо оборудования скважин присутствуют расходы на приобретение необходимых агрегатов и специальных машин, а также на замену устаревшего или выбывшего из строя оборудования. Кроме того, капитальные вложения в ОНСС автор рекомендует рассчитывать по двум направлениям: на вновь вводимую добывающую скважину и скважину действующего фонда (для замены оборудования):

Зонсс = Нвд * NВД + Нзодф * N, (2) ДФ где Зоннс – капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, ден.ед.;

Нвд – удельные капитальные вложения в оборудование вновь вводимых скважин, ден.ед./скв.;

NВД – количество вновь вводимых добывающих скважин, шт.;

Нзодф – удельные капитальные вложения в оборудование скважин действующего фонда, ден.ед./скв.;

NДФ – количество добывающих скважин действующего фонда, шт.

Исходя из состава затрат на оборудование устьев скважин нами получены УКВ на скважину, оборудованную ШГН и ЭЦН, равные 2,8 и 3,млн. руб. соответственно. Наряду с затратами на оборудование устьев скважин рассчитаны затраты, необходимые для приобретения транспортных средств, агрегатов, специальных машин и механизмов, которые в среднем на одну вновь вводимую скважину составили 1,3 млн. руб. Суммарные капитальные вложения на вновь водимую скважину определены в размере 4,1 млн. руб. (ШГН) или 4,8 млн. руб. (ЭЦН), которые являются относительно постоянными величинами и могут быть использованы при расчете затрат на ОНСС.

Для обоснования норматива УКВ на скважину действующего фонда проведены расчеты по основным российским нефтяным компаниям на основе опубликованной фактической информации. Определены капитальные вложения в ОНСС для вновь вводимых скважин исходя из норматива и количества вновь вводимых скважин. Остальные фактические затраты в это направление отнесены на все добывающие скважины действующего фонда.

Полученный норматив УКВ на скважину действующего фонда в среднем составил 140 тыс.руб./скв.

Рекомендуемая методика определения капитальных вложений в ОНСС дает возможность рассчитать проектные затраты в это направление, отражающие будущие реальные расходы компаний. Это позволяет недропользователю правильно оценить предстоящие капитальные вложения на разработку месторождения. Разделение затрат на вновь вводимую скважину и на скважину действующего фонда не ухудшает техникоэкономическую оценку разработки месторождения, т.к. основная часть капитальных вложений в ОНСС переносится на действующий фонд, что сокращает сроки окупаемости и увеличивает внутреннюю норму рентабельности за счет равномерной динамики распределения капитальных вложений.

4. Предложена методика определения затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства при завершении эксплуатации нефтяного месторождения.

После окончания разработки месторождения углеводородного сырья на его территории остается ряд стационарных объектов, дальнейшая эксплуатация которых не предусматривается. Действующее законодательство содержит требование полной или частичной ликвидации (консервации) сооружений по истечении срока действия или досрочном прекращении лицензии.

Проведение мероприятий по ликвидации на протяжении всего периода разработки месторождений и особенно после его окончания требует значительных денежных средств. Финансирование ликвидационных работ необходимо осуществить практически сразу и в период, когда текущая рентабельность разработки достигает минимального уровня. В этой ситуации средств на ликвидацию объектов за счет текущей выручки от реализации продукции может быть не достаточно.

Действующий регламент на проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений не предусматривает учет ликвидационных расходов в составе затрат на разработку месторождения, за исключением пользования недрами на условиях соглашения о разделе продукции.

Отсутствие учета указанных затрат в проектных документах искажает технико-экономические показатели разработки месторождения.

Необходимая сумма затрат на ликвидационные работы (ликвидационный фонд) складывается из затрат на ликвидацию скважин, объектов нефтепромыслового строительства, рекультивацию земель за вычетом дохода от реализации металлолома. Расчет затрат на ликвидацию скважин и рекультивацию земли методических сложностей не представляет.

В настоящее время не существует универсальной методики расчета затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового строительства. В соответствии с отдельными рекомендациями предлагается определение указанных затрат на основе остаточной стоимости основных производственных фондов (ОПФ). Такой подход является не всегда приемлемым, поскольку последняя (даже с учетом переоценки ОПФ) на ряде объектов промыслового обустройства имеет незначительную величину.

Поэтому и размер отчислений в ликвидационный фонд может быть также незначительным, а, следовательно, создаваемый на этой основе резервный фонд не будет выполнять поставленные перед ним задачи.

Наиболее точный результат при расчете затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства может быть получен при использовании метода «прямого счета» (составление поэлементных сметно-финансовых расчетов). Однако он требует выполнения большого объема дорогостоящих проектно-изыскательских работ.

Автором предлагается подход к определению затрат в данное направление с использованием нормативов, относимых к стоимости строительно-монтажных работ (СМР).

Лi = Ссмрi * Нлi, (3) где Лi – затраты на ликвидацию объектов i-го направления обустройства, ден.ед.;

Ссмрi – стоимость строительно-монтажных работ на объекты i-го направления нефтепромыслового обустройства, ден.ед.;

Нлi - норматив затрат на ликвидацию объектов i-го направления нефтепромыслового обустройства, %.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»