Экономическая оценка вариантов разработки тюменской свиты Тортасинского месторождения
Автор: Лопаткин Е.В.
Журнал: Теория и практика современной науки @modern-j
Рубрика: Основной раздел
Статья в выпуске: 12 (66), 2020 года.
Бесплатный доступ
В статье рассматриваются исходные данные для экономической оценки варианта разработки тюменской свиты Тортасинского нефтяного месторождения.
Тюменская свита, тортасинское месторождение, оценка эффективности, расчет, чистый дисконтированный доход, показатели экономической эффективности
Короткий адрес: https://sciup.org/140275153
IDR: 140275153
Текст научной статьи Экономическая оценка вариантов разработки тюменской свиты Тортасинского месторождения
Экономические расчеты выполнены, на базе технологических показателей вариантов разработки. Основные характеристики вариантов разработки объектов представлены в таблице 1.
Таблица 1
Основные характеристики вариантов разработки объектов
|
Характеристика |
Объект ЮС2-4 |
|
Варианты разработки |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Режим разработки |
жестко-водонапорный |
|||||
|
Система размещения скважин |
двухрядная с ППД |
однорядная с ППД |
||||
|
Расстояние между скважинами (рядами), м |
800 |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
Длина ГС, м |
800 |
800 |
1500 |
1500 |
1500 |
800-1500 |
|
Плотность сетки скважин, Га/скв. |
100.3 |
35.4 |
49.1 |
41.1 |
31.2 |
39.1 |
|
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин, доли ед. |
||||||
|
добывающих, нагнетательных |
1 |
|||||
|
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин, доли ед. |
||||||
|
добывающих, нагнетательных |
0.95 |
|||||
Экономическая оценка проведена при условии реализации 50% нефти на внешнем рынке по цене 69 долл./барр. при курсе доллара США 65 руб./долл., 50% на внутреннем рынке по цене (с НДС) 27 526 руб./т.
Нормативы эксплуатационных затрат определены на основе фактических затрат по месторождению за 2018 год. Экономическая оценка проведена с учётом выплаты налогов и платежей, установленных действующим законодательством. Вариант разработки в целом по месторождению получен суммированием вариантов эксплуатационных объектов с максимальным значением интегрального показателя оптимальности Топт. Для расчета Топт показатели КИН, ЧДД пользователя недр и ДДГ рассчитывались за рентабельный срок разработки месторождения по каждому варианту.
Характеристика технико-экономических показателей разработки приведена в таблице 2.
Таблица 2.
Характеристика расчетных технико-экономических показателей вариантов разработки. Тортасинское месторождение.
|
Параметр |
Ед.из м. |
Объекты разработки |
|||||
|
ЮС2-4 |
|||||||
|
Вариант |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Проектные уровни добычи: нефти |
тыс.т |
422,5 |
543,7 |
748,1 |
1087,1 |
1056,8 |
1073,6 |
|
растворенного газа |
млн.м3 |
50,7 |
64,4 |
87,8 |
132,8 |
126,1 |
110,8 |
|
жидкости |
тыс.т |
1914,2 |
2036,0 |
2255,5 |
2594,5 |
2564,2 |
2138,2 |
|
Проектные уровни закачки: воды |
тыс.м3 |
1511,6 |
1595,8 |
1720,0 |
1655,3 |
1655,0 |
1688,0 |
|
закачки газа |
млн.м3 |
||||||
|
Проектный срок разработки |
годы |
131 |
130 |
130 |
130 |
132 |
130 |
|
Рентабельный период разработки |
годы |
57 |
0 |
33 |
28 |
27 |
31 |
|
Накопленная добыча нефти за проектный период |
тыс.т |
10252 |
15005 |
14829 |
17609 |
19112 |
17535 |
|
Накопленная добыча нефти за рентабельный период |
тыс.т |
7 713 |
0 |
9 507 |
11 758 |
12 360 |
12 041 |
|
Накопленная добыча нефти с начала разработки |
тыс.т |
10263 |
15015 |
14840 |
17620 |
19122 |
17545 |
|
Коэффициент извлечения нефти (КИН) |
доли ед. |
0,125 |
0,183 |
0,181 |
0,215 |
0,233 |
0,214 |
|
КИН за рентабельный период |
доли ед. |
0,094 |
0,116 |
0,143 |
0,151 |
0,147 |
|
|
Средняя обводненность продукции (весовая) к концу разработки |
% |
98 |
98 |
98 |
98 |
98 |
98 |
|
Средняя обводненность продукции на конец рентабельного периода |
% |
||||||
|
Фонд скважин для бурения всего |
шт. |
103 |
240 |
149 |
178 |
234 |
156 |
|
В том числе: добывающих нефтяных |
шт. |
67 |
123 |
76 |
97 |
120 |
87 |
|
из них горизонтальных |
шт. |
67 |
123 |
76 |
97 |
120 |
87 |
|
нагнетательных |
шт. |
36 |
117 |
73 |
81 |
114 |
69 |
|
Внутренняя норма рентабельности (ВНР) |
% |
25,48 |
32,78 |
85,40 |
71,79 |
95,25 |
|
|
Срок окупаемости |
лет |
10,00 |
9,00 |
7,00 |
7,00 |
7,00 |
|
|
Индекс доходности капитальных затрат |
доли ед. |
1,329 |
0,985 |
1,583 |
2,148 |
1,803 |
2,395 |
|
в т.ч. за рентабельный период |
доли ед. |
1,329 |
- |
1,584 |
2,152 |
1,808 |
2,397 |
|
Интегральный показатель (Топт) |
доли ед. |
1,157 |
- |
1,839 |
2,859 |
2,793 |
2,936 |
Вывод: Разработка месторождения в целом при принятых в расчётах ценах и затратах обеспечивает положительное значение чистого дисконтированного дохода недропользователя. Чистый дисконтированный доход (при норме дисконта 15%) по суммарному варианту составит 10 907 млн руб., доход государства – 30 355 млн руб. Анализ чувствительности проекта разработки месторождения по суммарному варианту показывает, что наибольшее влияние на экономическую эффективность оказывает изменение цены реализации, менее существенное влияние оказывает изменение величины капитальных затрат.
Список литературы Экономическая оценка вариантов разработки тюменской свиты Тортасинского месторождения
- Технологическая схема разработки Тортасинского нефтяного месторождения ХМАО-Югры, ООО "ТННЦ", 2019.
- Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00.
- Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003 г.
- Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. ЦКР Роснедра, Москва, 2007
