Результаты экономических расчетов и обоснование выбора действующего варианта - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

В рамках Технологической схемы разработки были рассмотрены 8 вариантов на контрактный период, равный, 40 годам. По двум лучшим вариантам, по технико-экономическим показателям расчет произведен до конца срока разработки.

Вариант разработки на естественное истощение дает наиболее низкие коэффициенты извлечения, и не был проанализирован экономически.

Вариант разработки с чередующейся закачкой воды и газа не был проанализирован экономически, так как коэффициенты извлечения углеводородов были ниже, чем в варианте 4, в котором чистый поток наличности для подрядчика является негативным.

Экономические расчеты были проведены по следующим вариантам:

    1 вариант - 40% обратная закачка сырого газа в объект II; 2 вариант - 60% обратная закачка сырого газа в объект II; 3 вариант - 100% обратная закачка сырого газа в объект II; 4 вариант - 40% обратная закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа в объект III. 8 вариант - 30% обратная закачка в объект II + 10% закачка в объект III.

В результате внутрипромысловой подготовки добываемой продукции получаются следующие потоки продукции на продажу:

    - газ (сернистый) в Оренбург; - газ (очищенный) на местный рынок; - газ (сернистый) в Республику Казахстан, при условии, что Газовую программу, а следовательно и очистку газа от серы, и строительство экспортного газопровода будет осуществлять какая-либо третья сторона или сама Республика Казахстан; - нестабилизированная жидкость на МиниНПЗ; - стабилизированная жидкость из Оренбурга; - стабилизированная жидкость через КТК; - стабилизированная жидкость по 2-му маршруту (на Самару).

Осуществление совместной системы сбора и транспорта нефтегазоконденсатной смеси на промысле не позволяет разделить стоимость капитальных вложений отдельно на жидкие углеводороды (ЖУВ) и газ с достаточной степенью точности. Достаточно трудно разделить стоимость и эксплуатационных затрат, относящихся на жидкие углеводороды и газ. Поэтому при определении расчетной денежной оценки, удельных показателей (себестоимости и капвложений на единицу добычи, на единицу товарной продукции) расчет велся с учетом перевода добычи газа (тыс. м3) в тонны нефтяного эквивалента, при этом использовался следующий коэффициент перевода: 1 тонна нефти = 1.289 тыс. м3 сернистого газа.

Вариант 40% закачки (вариант 1) обеспечивает максимальную прибыль в расчетных ценах (ЧПС=$943) по сравнению со всеми остальными вариантами. Дополнительно показатели эффективности (NPV/PV Capex, IRR) и доля Республики в реально делимом доходе также является максимальной в варианте с 40% закачкой. Экономические преимущества этого варианта обусловлены за счет продаж газа и более низких эксплуатационных и капитальных затрат.

Варианты с 60% и 100% закачкой, а также с закачкой обогащенного газа и раздельной закачкой по схеме 30%-10%, требуют дополнительных эксплуатационных и капитальных затрат, а также дают более низкую норму рентабельности. Хотя перечисленные варианты дают более высокие коэффициенты извлечения жидкости, их экономика слаба. Но, если исходить из системы расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев, то наиболее оптимистичными являются варианты 1 и 2. Из них предпочтение отдалось варианту с 40% обратной закачкой газа, в результате внедрения которого как компания "КПО Б. В.", так и Республика Казахстан, если исходить из показателей NPV, срока окупаемости, Внутренней нормы прибыли (IRR) и Реально Делимой Доли Дохода Республики Казахстан (РДДД РК), имеют наилучшие результаты.

На рисунках 9-11 представлены структуры (в контрактный период) затрат компании "КПО Б. В", потоков денежной наличности компании "КПО Б. В", потоков денежной наличности Республики Казахстан.

На рисунке 12 представлена динамика накопленных потоков денежных средств за контрактный период по внедренному варианту.

Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект был утвержден как наиболее оптимальный экономический вариант в ранее подписанных протоколах на совместном заседании с участием представителей ННК "Казахойл", Госкоминвест, Министерства экологии и природных ресурсов, Министерства энергетики, индустрии и торговли от 26.11.98г. Оптимальный экономический вариант (закачка 40% добываемого газа во II объект) предусматривает эксплуатацию III объекта путем углубления 20 скважин с забуриванием из них новых стволов, а также бурение 30 горизонтальных скважин. Этот вариант принят в ОСРП и представляет собой наиболее экономичный метод разработки III объекта. Как отмечалось выше, были изучены несколько других вариантов разработки. Эти варианты были найдены либо неэкономичными, либо гораздо менее экономичными, чем вариант ОСРП.

КИО и НИПИнефтегаз утвердили вариант закачки 40% добываемого газа во II объект в качестве оптимального с экономической точки зрения варианта. Реализация варианта предусматривала разбуривание нефтяной оторочки, внедрение новых методов контроля за разработкой, выполнение исследовательских программ. Это позволило провести дальнейшую детализацию геологического строения залежи, в частности нефтяной оторочки, уточнить флюидную модель и на этой основе оптимизировать разработку месторождения.

Затраты по СРП Капвложения Затраты прошлых лет

Социальные затраты Эксплуатационные затраты Бонусы

Подоходный налог и дивиденды Чистый эффект от НДС Налог в Дорожный фонд

Рисунок 9 Структура затрат компании "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б. В." в контрактный период, млн.$

Возмещение затрат по СРП Возмещение затрат по нитке БЧ - Атырау Возмещение капвложений Доля подрядчика в ПГНС Возмещение эксплуатационных затрат

структура потока денежных средств компании

Рисунок.10 Структура потока денежных средств компании "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б. В." в контрактный период, млн.$

структура денежного потока республики казахстан, млн.$

Рисунок 11 Структура денежного потока Республики Казахстан, млн.$

Годы

Рисунок 12 Динамика накопленных потоков денежной наличности в контрактный период, млн.$

Похожие статьи




Результаты экономических расчетов и обоснование выбора действующего варианта - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая