Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Предпосылки использования нового способа доразработки Вуктыльского газоконденсатного месторождения 6
1.1 Характеристика Вуктыльского месторождения и современное состояние его разработки 6
1.2 Переработка углеводородов на Сосногорском газоперерабатывающем заводе 16
1.3 Эксплуатация Вуктыльского газоконденсатного месторождения в качестве регулятора сезонной неравномерности 20
1.4 Основные предпосылки функционирования ВГКМ и СГПЗ как единого отраслевого комплекса и применения технологии закачки сухого газа при доразработке ВГКМ 33
Глава 2. Методика оценки экономической эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений на завершающей стадии 41
2.1 Ретроспективный аналитический обзор существующих методик по оценке эффективности капиталовложений 41
2.2. Методика оценки экономической эффективности доразработки газоконденсатных месторождений 60
2.3. Учет и анализ рисков 103
Глава 3. Оценка экономической эффективности доразработки Вуктыльского НГКМ 123
3.1. Общие положения и исходные данные 123
3.2 Расчет технико-экономических показателей 125
3.3 Оценка экономической эффективности вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ 134
3.4 Анализ рисков вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ 138
Выводы 145
Список литературы 148
Приложения на 29 листах
- Характеристика Вуктыльского месторождения и современное состояние его разработки
- Переработка углеводородов на Сосногорском газоперерабатывающем заводе
- Ретроспективный аналитический обзор существующих методик по оценке эффективности капиталовложений
- Общие положения и исходные данные
Введение к работе
Разработка газоконденсатних месторождений на режиме истощения пластовой энергии как в России, так и за ее пределами показывает, что эксплуатация объектов такого типа без использования специальных методов воздействия приводит к значительным потерям в пласте газообразных и особенно жидких углеводородов, являющихся ценных сырьем для газобензинового и нефтехимического производства.
При разработке газоконденсатных месторождений методом использования естественной энергии пласта, отбор углеводородов сопровождается снижением пластового давления, вследствие чего большая часть извлекаемых запасов добывается в период, когда пластовое давление ниже давления начала конденсации углеводородной смеси, а состав продукции определяется составом подвижной пластовой газовой фазы при неподвижной жидкой. В результате конденсатоотдача пласта оказывается существенно меньшей, нежели газоотдача. Остаточные запасы конденсата по группе месторождений России уже составляют сотни миллионов тонн. Поэтому для таких месторождений на определенной стадии крайне важным становится вопрос практической реализации путей повышения углеводородоотдачи пласта.
Истощение газоконденсатных залежей по-прежнему является наиболее часто используемым способом разработки газоконденсатных месторождений, несмотря на значительные потери конденсата в пласте при осуществлении этого процесса. Широкое использование этого способа разработки во многом обусловлено недостаточной эффективностью, при определенных условиях, традиционных методов воздействия на газоконденсатные месторождения, таких к примеру, как сайклинг-процесс. Таким образом, все более возрастает актуальность выбора эффективного метода воздействия на газоконденсатные залежи, позволяющего решить задачи повышения углеводородоотдачи истощенной залежи и вовлечения в разработку остаточных запасов конденсата.
В этой связи исследования, направленные на решение указанных проблем, имеют важнейшее значение, чем и определяется выбор темы диссертационной работы.
Учитывая вышеизложенное, целью диссертационной работы является экономическое обоснование методов доразработки истощенных нефтегазоконденсатных месторождений, обеспечивающих увеличение степени извлечения углеводородных ресурсов и улучшение их использования на примере Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом комплексности исследуемой проблемы.
В соответствии с целью в диссертационной работе поставлены и решены следующие основные задачи:
изучение и анализ современного состояния и перспектив разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, проблемы продления срока службы Сосногорского газоперерабатывающего завода;
исследование существующих методик по оценке экономической эффективности капитальных вложений и инвестиций и обобщение мирового опыта в подходах к решению вопроса оценки инвестиционных проектов;
адаптация действующих типовых методик по оценке эффективности инвестиционных проектов к специфике проектов доразработки нефтегазоконденсатных месторождений;
выработка подходов к анализу устойчивости применяемых к реализации вариантов доразработки и связанных с ними экономических рисков;
оценка экономической эффективности вариантов доразработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения и выбор наиболее эффективного из них.
Методика исследования. Теоретической базой исследования послужили труды российских экономистов по вопросам эффективности производства и капитальных вложений. Использованы публикации западных и российских ученых по вопросам проектного анализа, а также существующие типовые и отраслевые методики, рекомендации по оценке эффективности инвестиций.
В качестве инструмента исследования применялись методы экономического анализа, экономической статистики, системного подхода и математический аппарат на основе вероятностно-статистического подхода.
Научная новизна исследования заключается в следующем:
проведена адаптация методики оценки эффективности инвестиционных проектов к специфике завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатных месторождений с учетом улучшения использования производственных мощностей газоперерабатывающих заводов и дополнительного объема выработанной продукции, а также с учетом эффекта, возникающего у разных участников проекта - государства и предприятия.
проведены экономическое обоснование и выбор варианта доразработки Вуктыльского НГКМ, предполагающего применение новой технологии повышения углеводородоотдачи путем закачки сухого газа в пласт, позволяющей решить одновременно несколько стоящих перед предприятием и отраслью в целом задач, обеспечив при этом комплексный подход;
обоснована возможность и целесообразность использования анализа устойчивости принимаемых к реализации вариантов доразработки и связанных с ними экономических рисков, которые обусловлены неопределенностью экономической ситуации и параметров рыночной среды, а также многих технико-экономических параметров, с применением предлагаемых в диссертационной работе методов.
Практическая ценность. Полученные в диссертационной работе результаты позволяют обосновать эффективность метода повышения углеводородоотдачи путем закачки сухого неравновесного газа в пласт, а также выбрать наиболее эффективный вариант доразработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, обеспечивающей решения всего комплекса стоящих задач.
Предложенные методические рекомендации с учетом специфики стоящей проблемы позволяют оценить экономическую эффективность проектов доразработки истощенных нефтегазоконденсатных месторождений и научно обоснованно выбрать наиболее эффективные из альтернативных вариантов.
Разработан программный комплекс, который позволяет в автоматизированном и диалоговом режиме осуществлять ввод необходимых исходных параметров и получать результирующие показатели оценки эффективности доразработки.
Характеристика Вуктыльского месторождения и современное состояние его разработки
Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-востоке европейской части РФ в Вуктыльском районе республики Коми в 160 км от г. Ухты ив 175 км от г. Печоры. Оно вытянуто вдоль правого берега реки Печоры, в междуречье речек Вуктыл и Маткин-Ю [53].
Первые сведения о районе и его геологии приведены Э. Гофманом в 1848 г. В 1933 г. Г.А. Добролюбовой и Е.Д. Сошкиной при проведении геолого-съемочных работ было выявлено наличие антиклинального перегиба слоев на правобережье среднего течения р. Печоры, в районе р. Вуктыл. Выполненными в период с 1959 г. по 1963 г. сейсморазведочными работами, аэромагнитной съемкой Вуктыльская структура была оконтурена и подготовлена к глубокому бурению. Месторождение относится к типу массино-пластовых с большим этажом газоносности. Основная залежь приурочена к карбонатным отложениям нижнепермско-каменноугольного возраста. По кровле продуктивной толщи общая длина структуры составляет 75 км при ширине около 5 км и максимальной амплитуде 1,4 км. Структурные построения позволяют рассматривать Вуктыльскую структуру как принадвиговую фронтальную складку с выделением трех сводов: северного, центрального и южного. Характерная особенность продуктивной толщи Вуктыльского месторождения - преобладание в ней карбонатных пород и сильная невыдержанность коллекторских свойств. Наблюдается линзообразно-гнездовое распространение поровых коллекторов, отсутствие изолирующих разделов по разрезу, а также сильно развитая трещиноватость и кавернозность пород, что позволило объединить всю продуктивную толщу в единую газодинамическую систему. В августе 1966 г. геологами А.Я. Кремсом, Б. Я. Вассерманом были ориентировочно подсчитаны запасы газа и оценены в 200-240 млрд. м . В 1968 году месторождение было введено в эксплуатацию и разрабатывается на режиме истощения пластовой энергии. Суммарное извлечение газа из залежи на 01.01.96 г. составило 341,55 млрд. м3 и стабильного конденсата - 43,64 млн. т.
Утвержденные ЦКЗ начальные запасы категории Сі составляли : природного газа - 429,5 млрд. м", углеводородного конденсата (С5+) - 141,6 млн.т. Начальное пластовое давление, приведенное к отметке минус 3025 м, составляло 36,6 Мпа; пластовая температура 61 С, начальное содержание конденсата - 360 г/м3.
В настоящее время месторождение находится на завершающей стадии разработки и характеризуется высокой выработанностью запасов газа. Достигнутые коэффициенты извлечения составили по сухому газ - 0,795, стабильному конденсату - 0,308. Добыча газа снизилась до 2,8 млрд. м3 и ориентировочно может продержаться на уровне 2,0 млрд. м3 до 2005 года.
Характер обводнения продуктивного разреза Вуктыльского месторождения свидетельствует о неравномерном внедрения подошвенных и законтурных вод в залежь. Этот процесс связан, с одной стороны, с особенностями геологического строения, с другой, обусловлен динамикой эксплуатации месторождения в целом и образованием депрессионных воронок.
Период падающей добычи газа и конденсата до настоящего времени характеризуется дальнейшим расширением и слиянием очагов селективного обводнения продуктивной толщи: появление пластовых вод отмечается в большинстве эксплуатационных скважин. Однако зафиксированные в данный период водопроявления по площади и разрезу указывают на существенное снижение скоростей внедрения вод (до 1-3 м/год), а по отдельным скважинам наблюдается полное прекращение водопроявлений.
Анализ процесса обводнения продуктивного разреза Вуктыльского НГКМ и условия эксплуатации скважин позволяет констатировать, что на текущий момент режим разработки залежи, как и прежде, газовых с избирательным внедрением пластовой воды, объем которой составляет около 7% порового пространства наиболее высокоемких коллекторов в 200 -метровой зоне.
Характер распределения пластового давления в течение последних пяти лет практически не менялся. Диапазон давлений по скважинам колеблется от 2,95 до 5,5 МПа.
С начала разработки наблюдалось снижение содержания конденсата в пластовом газе с 360 до 44,91 г/м . Это минимальное значение было зафиксировано в 1987 г., после чего последовали стабилизация и монотонный рост содержания Cs+ в добываемом газе. В 1995 году среднегодовое содержание конденсата составило 51,59 г/м . Подобная тенденция связана в основном с поступлением из пласта нефти и выпавшего конденсата, а также вероятным прямым его испарением.
Принципиальная схема добычи и переработки газа и конденсата изображена на рис. 1. На Вуктыльском ГКМ в настоящее время действуют шесть УКПГ и УППГ на левом берегу р. Печоры. Все УКПГ и УППГ работают по практически одной принципиальной схеме.
Переработка углеводородов на Сосногорском газоперерабатывающем заводе
Из находящихся в эксплуатации газоконденсатных месторождений Севергазпрома четыре: Вуктыльское, Западно-Соплесское, Печоро-Кожвинское, и Югидское - характеризуются высоким содержанием в газе этана, пропана и бутанов. В ближайшее время ожидается окончание обустройства Печорогородского ГКМ, имеющего аналогичный состав газа по промежуточным компонентам. Эти объекты могут быть положены в основу сырьевой базы Сосногорского ГПЗ по производству сжиженных газов. Кроме них находятся в разведке Мишпарминское и Югид-Соплесское месторождения и планируются геологоразведочные работы на ряде перспективных структур (Переборская, Песчанская и др.)
В настоящее время газ с Печоро-Кожвинского и Югидского месторождений после установок промысловой подготовки (УКПГ) поступает в г. Печору на ГРЭС и нужды города. Газ с Западно-Соплесского УКПГ подается на головные сооружения Вуктыльского промысла, где совместно с вуктыльским газом компримируется и проходит низкотемпературную сепарацию. Смесь газов транспортируется в Ухту на переработку.
На этих месторождениях в 1995 г. было добыто 3,3 млрд.м3 газа, 164 тыс. т конденсата и 7 тыс. т нефти.
Углеводородное сырье с головных сооружений Вуктыльского промысла поступает на Сосногорский ГПЗ в виде двух независимых потоков: газового и нефтегазоконденсатного.
Газ, содержащий 4-5% компонентов С3+, в настоящее время подвергается абсорбционному отбензиниванию на установке ГОУ с максимальной производительностью 1,5 млрд. м3/год по сырью, степень извлечения компонентов Сз, С4 составляет 30-40 %, степень извлечения бензиновых компонентов (С5+) - 20-25%. В качестве абсорбента используется рециркулирующий стабильный конденсат, регенерация (стабилизация) которого производится на установке стабилзации по двухколонной схеме ректификационного разделения. Продуктами разделения являются: смесь пропан-бутановая техническая (СПБТ); стабильный конденсат; газ деэтанизации.
Так как производительность установки не позволяет перерабатывать весь объем поступающего газа, его часть (около 50%) проходить по магистральному газопроводу без извлечения компонентов Сз+.
С целью переработки всего объема газа, более глубокого извлечения компонентов Сз+ и в перспективе извлечения этана (для последующей переработки в этилен и полиэтилен, либо этиловый спирт), на базе существующего производства планируется строительство установки газоразделения с производительностью по сырью - в зависимости от варианта разработки Вуктыльского ГКМ (на истощение или как регулятора) - 2,5 либо 2,9 млрд. м3/год +10/-20%.
Переработка поступающего нестабильного конденсата заключается в его стабилизации на установке ректификационного разделения (УСК-1), продуктами которой являются: стабильный конденсат, пропан-бутановая смесь (СМПБ) и газ стабилизации, ранее используемый как сырье для производства технического углерода теперь поступающий на освободившиеся холодильные мощности гелиевого производства для «вымораживания» остаточных компонентов С3+, выход которых составляет порядка 100-150 кг на тонну газа. На СГПЗ заканчивается строительство установке ароматизации бензина (цеоформинг), для ее загрузки сырьем будет использоваться часть товарного потока стабильного конденсата (около 40 тыс. т/год), т.е. данный объем должен вычитаться из общего количества товарного стабильного конденсата.
С точки зрения состава перерабатываемого сырья наиболее благоприятным для функционирования перерабатывающего оборудования и выхода готовой продукции является продолжение эксплуатации Вуктыльского месторождения на режиме истощения пластовой энергии. Однако в этом случае не обеспечивается стабильная и долговременная загрузка завода по объемным показателям. Изменение состава, безусловно, окажут влияние на режим работы установки стабилизации и потребуют корректировки ее технологического регламента по части подбора оптимальных условий деэтанизации. Но не потребуют дополнительных технологических затрат на его стабилизацию.
Поскольку углеводородное сырье для переработки на Сосногорском ГПЗ поступает общим потоком, интерес представляют ресурсы и объемы добычи сырья всей Вуктыльской группы месторождений.
На сегодняшний день сырьевая база завода, кроме Вуктыльского включает еще четыре месторождения. Балансовые запасы углеводородного сырья этих объектов представлены в таблице.
Ретроспективный аналитический обзор существующих методик по оценке эффективности капиталовложений
Становление и развитие концепции эффективности производства и капитальных вложений в СССР можно начать рассматривать с первого народнохозяйственного плана ГОЭЛРО. В плане содержались методологические предпосылки соизмерения общественных затрат труда с конкретными расчетами эффекта от строящихся электростанций. В это время были сформулированы такие принципы эффективности, как сравнение и отбор лучших и наиболее экономичных вариантов затрат. Далее, разработанный метод хозяйственного расчета обозначил такой важнейших принцип, как окупаемость.
В тот период были предложены работы по эффективности капитальных вложений С.Г. Струмилиным, который рассматривал ее в направлении воздействия на процесс социалистического производства. Тогда же была проведена дискуссия в журналах «Плановое хозяйство», «Пути индустриализации», «Проблемы экономики», в газете «Экономическая жизнь». Содержательные разработки были осуществлены также Г.Л. Бурштейном, Г.А. Фельдманом, И.К. Дашковским и др. Уже в 1930 г. под редакцией В.Н. Манцева были опубликованы «Материалы к изучению эффективности капитальных вложений в промышленность» где не только разработаны экономические и технические показатели эффективности капитальных вложений, но и приведены обзоры разработки проблемы эффективности в советской литературе и проблемы « хозяйственности» в иностранной литературе, в том числе дан разбор формул П. Дугласа и Э.Кобба, опубликованный еще в 1928 г [28].
Показатель рентабельности в те годы был отвергнут подавляющим большинством ученых, видевших в нем регулятор стихийного перераспределения капиталов в буржуазном обществе. Так, Л.С. Юшков считал, что при отсутствии свободного ценообразования показатель рентабельности бессодержателен. Примерно аналогично оценивал рентабельность и С.Г. Струмилин.
Ряд исследований эффективности проходил в рамках отдельных отраслей. Фундаментальные работы по проблемам эффективности энергетики были проведены И.Г. Александровым, С.А. Кукель-Краевским, по транспорту - М.М. Протодьяконовым, Т.С. Хачатуровым. Появились работы В.В. Новожилова, А.Л. Лурье, Л.В. Канторовича, Л.А. Ваага, Богачева В.Н. [8, 32, 55]. Были предложены методы расчета сравнительной эффективности, учета фактора времени, использования приведенных затрат и другие расчетные приемы исследований инвестиционных вариантов.
В дальнейшем Т.С. Хачатуровым были поставлены проблемы макроэкономической эффективности, связанные с категориями народного хозяйства в целом.
В течение всего периода развития отечественной экономики вопросам эффективности, методам ее оценки и повышения уделялось первостепенное значение. Типовые методики, существовавшие до начала перестройки в России, рассматривают эффективность лишь с точки зрения народного хозяйства в целом. В таких методиках используются показатели эффективности производства, характеризующие соотношения достигнутого результата, полезного эффекта с затратами производственных ресурсов на его получение, при этом критерием эффективности является максимально возможный рост народного благосостояния. Здесь всегда стоял и широко обсуждался вопрос об измерении затрат производственных ресурсов. Главное внимание в экономической литературе того периода было сосредоточено на построении единого обобщающего народнохозяйственного показателя эффективности общественного производства.
Д.М. Казакевич считает [22], что использование единого обобщающего показателя эффективности общественного производства имеет важное значение в будущем планировании, однако не может полностью заменить систему показателей эффективности, поскольку не решит вопросов наиболее эффективного развития народного хозяйства, исходя из достижения максимально возможного роста народного благосостояния при наиболее рациональном использовании всех производственных ресурсов и других общественных целей, а также сохранят значение показатели эффективности отдельных производственных ресурсов и показатели локального хозрасчетного критерия эффективности.
Отмечается, что важно единое рассмотрение текущих затрат и капитальных вложений, поскольку они тесно связаны между собой; большие капитальные вложения означают меньшие текущие затраты, поскольку большие капитальные вложения создают возможность ускорения научно-технического прогресса, использования более совершенных процессов и снижения текущих затрат.
В связи с необходимостью единого планирования текущих и капитальных затрат возрастает значение использования в плановых расчетах показателей приведенных затрат, рассчитываемых путем соизмерения капитальных вложений и текущих затрат при использовании нормативного коэффициента эффективности вложений.
Измерение сравнительной эффективности капитальных вложений длительное время основывается на сопоставлении дополнительных вложений и той экономии текущих издержек, которая достигается за счет этих вложений. Известная формула показывает размер экономии на текущих издержках (С1-С2) на единицу дополнительных капитальных вложений (К2-К1).
В первом издании типовой методики определения эффективности капитальных вложений (1960 г.) использовалась формула приведенных затрат С+ЕК, которая математически выводится из формулы где Е -заданный нормативный коэффициент эффективности капиталовложений
При сравнении вариантов наиболее благоприятным является вариант, который обеспечивает минимум суммы С+ЕК.
Важную роль в понимании экономического содержания нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений и приведенных затрат сыграли работы А.Л. Лурье и В.В. Новожилова.
Нормативный коэффициент эффективности должен характеризовать величину экономии, которая может быть достигнута за счет уменьшения текущих затрат при увеличении на единицу ограниченного ресурса капитальных вложений.
Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений -предельная, максимально допустимая в народном хозяйстве величина уменьшения текущих издержек при увеличении на единицу суммы капиталовложений. Уровень нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений зависит от соотношения суммы капиталовложений, которой народное хозяйство может располагать в рассматриваемом периоде, и общей потребности в капиталовложениях на различные мероприятия.
Общие положения и исходные данные
Оценка экономической эффективности технологических вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ выполнена с целью выбора наиболее эффективной системы эксплуатации, отвечающей критерию максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пласта углеводородного сырья и его дальнейшей переработки. Такая оценка проводилась в соответствии с методикой, изложенной в Главе 2.
Анализ был проведен по двум вариантам разработки Вуктыльского месторождения. Наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант 1) был рассмотрен вариант с закачкой сухого тюменского газа в пласт (вариант 2).
Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки. В течение 1998 - 2000 гг. предусмотрена переработка промыслового газа на действующей газоотбензинивающей установке с максимальной производительностью 1,5 млрд.м3/год по сырью. Остальной объем газа поступает в магистральный газопровод без извлечения компонентов Сз+.
С целью более глубокого извлечения компонентов С3+ (до 95-99%) в 2001 г. на СГПЗ предполагается ввести в эксплуатацию установку разделения газа производительностью 3 млрд. м3/год, что обеспечит переработку промыслового газа ВНГКМ в полном объеме. Переработка нестабильного газового конденсата предусмотрена на действующей установке стабилизации путем ректификационного разделения.
Экономические расчеты были выполнены по каждому году расчетного периода в текущих ценах на 01.12.98 г. с использованием соответствующих данному моменту времени исходных данных: - фактических цен на продукцию, затрат на эксплуатацию месторождения, транспорт и переработку углеводородного сырья; - ставок налогов и платежей, предусмотренных действующим законодательством, в местный, республиканский и федеральный бюджеты; - курса доллара США на 01.12.98 г. 17,58 руб/$.
В проектах доразработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, которые в основном не требуют значительных капитальных вложений, а так же в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефте- и конденсатоотдачи на поздней стадии, связанных с повышенными текущими затратами, имеет смысл определять оптимальный вариант по максимальному значению потока денежной наличности за проектируемый срок разработки. Поэтому в качестве критерия эффективности при выборе рекомендуемого варианта из рассмотренных принят накопленный денежный поток и дисконтированный ДП.
Расчет проводился по схеме, основанной на определении эффективности от функционирования Вуктыльского месторождения в целом для РАО Газпром, при этом месторождение рассматривается как элемент единой системы газоснабжения.
Цена закачиваемого тюменского газа 48,99 руб/1000 м отражает затраты на добычу и транспорт газа;
Тюменский газ из пласта реализуется по оптовым ценам (руб/1000 м3) газораспределительным организациям по регионам газотранспортной системы: В Республике Коми - 171,5; В Архангельской области - 184,8; В Вологодской области - 189,0.
Сравнение динамики добычи и переработки газа и конденсата по вариантам иллюстрируется рис. 1-5 прил. 2.
