Технико-экономическое проектирование в газовой промышленности: Учебное пособие

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовалельное учреждение высшего профессионального образования «ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

М.И. Куликов

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ Технико-экономическое Проектирование в газовой промышленности

Оренбург 2003 3

ББК 38.2я7 К90 УДК 622.013(07) РЕЦЕНЗЕНТЫ: д.э.н. Ивлева Г.Ю. к.э.н. Бабин М.Г. Куликов М.И., К90 Технико-экономическое проектирование в газовой промышленности; учебное пособие, Оренбург: РИК ГОУ ОГУ, 2003, 120 с. В учебном пособие изложены принципы и общие положения организации

технико-экономического

проектирования

строительства

производственных объектов газового комплекса, методы анализа и оценки проектных решений (проектов) с целью выбора оптимальных вариантов. Показаны пути организации работ по проектированию, резервы повышения его эффективности в рыночных условиях. Все эти вопросы рассмотрены

применительно

к

производствам,

участвующим

в

формировании общего цикла освоения газовых ресурсов. Особое внимание уделено проектированию буровых работ - основе воспроизводства газовых запасов добывающих мощностей. Учебное пособие предназначено для студентов экономических и технических специальностей, изучающих производственный менеджмент, а также может представлять интерес для работников экономических и технических служб предприятий газовой промышленности.

Куликов М.И., 2003 РИК ГОУ ОГУ, 2003

4

Введение Технико-экономическое проектирование является основой осуществления капитального строительства, создания новых видов продукции, разработки прогрессивных технологий, форм организации производства и его управления. От успешности разработки проектов выбора оптимальных вариантов проектных решений зависят эффективность капитального строительства, воспроизводство производственных фондов нефтегазовых отраслей, совершенствования техники и т. д. Высококачественное технико-экономическое проектирование позволяет обеспечить экономию капитальных вложений, в конечном счете, повысить качество выпускаемой продукции для народного хозяйства. Особенно актуальны эти вопросы в условиях функционирования ОАО «Газпром» как вертикально-интегрированной системы, ведущей работы по всей технологической цепочке» освоения газовых ресурсов. От качества проектирования я воспроизводства каждого звена системы зависит конечный результат ее деятельности. Целью изучения курса «Технико-экономическое проектирование в газовой промышленности» является: − определение значения и роли проектирования в организации капитального строительства, создании технико-технологических и организационных новшеств, новой продукции; − рассмотрение состава, назначения и порядка разработки проектносметной документации в различных производствах газового комплекса; − изучение методов (направлений) анализа и оценки эффективности разрабатываемой проектной документации; − рассмотрение путей совершенствования процесса проектирования и повышения качества проектно-сметной документации с учетом особенностей газовой промышленности. Теоретической основой курса являются курсы «Экономическая теория», «Экономика промышленности». Он связан с рядом дисциплин, таких как «Экономика на предприятии», «Технико-экономический анализ», «Менеджмент» и т.д.

5

1 Общие проектирования

положения

технико-экономического

1.1 Понятие и значение проектирования Проектирование является одним из основных направлений подготовки производства, обеспечивающим эффективное ведение намеченных работ. Проектирование - это поисковые творческий процесс формирования целенаправленной системы обоснованных рациональных проектных решений, образующих модель будущего процесса (производственного, инновационного и др.) в заданных условиях. Процесс проектирования связан с установлением технический возможности и экономической целесообразности создания нового (строительства объектов промышленного и непромышленного назначения, разработки новой техники, технологии, новых образцов продукции, материалов, топлива, прогрессивных организационно-управленческих форм). При проектировании должны использоваться наиболее экономичные схемы транспорта, рациональная застройка территории, современное архитектурное оформление зданий и сооружений; учитываться требования экологии, дизайна, эстетики, эргономики и т.д. В конечном счете, оно решает задачи по стабилизации и в последующем повышения эффективности общественного производства. Высокое качество проектирования обеспечивает разработку новшеств на современном научно-техническом уровне с высокими технико-экономическими показателями. Проектирование прежде всего во многом определяет эффективность строительства и эксплуатации предприятий. От качества проектирования в значительной мере зависит рациональное использование материальных, финансовых и трудовых ресурсов. При проектировании производственных объектов в нефтяной и газовой промышленности применяются комплексные методы составления и обоснования схем и проектов, в основу которых закладываются принципы рационального использования нефтегазовых ресурсов, осуществляемые в условиях государственной собственности на землю и недра; проводится комплекс проектно-конструкторских работ, охватывающих все технологические процессы, начиная от геологоразведки и кончая реализацией нефтепродуктов, а также нефтехимическое производство. Важнейшей задачей проектирования является рациональное районирование производительных сил, которое базируется на ряде принципов их размещения, а именно: - приближение, строящихся объектов к источникам сырья, энергии, районам потребления выпускаемой продукции, создания новых энергетических баз вблизи крупных промышленных центров для обеспечения гибких транспортных связей, устранение чрезмерно дальних и нерациональных перевозок сырья, топлива и промышленной продукции; 6

- равномерное размещение промышленности по районам страны; - повышение темпов развития промышленности в национальных и окраинных районах страны, подъем их экономического уровня; - рациональное разделение труда между экономическими районами при комплексном развитии хозяйства каждого из них, обеспечивающее наиболее целесообразное и эффективное использование природных ресурсов с вынделеием ведущих отраслей, определяющий экономический профиль каждого района, продвижение промышленности в мало освоенные районы, располагающие соответствующими природными ресурсами; - международное разделение труда по странам содружества независимых государств с учетом специфики каждого из них. Рационализация размещения производительных сил осуществляется двумя путями. Во-первых, расширением и реконструкцией действующих предприятий. Во-вторых, созданием новых промышленных комплексов в разлизных районах, изменением географического расположения промышлен-ности. Оба пути дополняют друг друга. Проектирование должно отвечать ряду требований, таких как: Научность; Этапность (стадийность); Комплексность; Учет риска при проектировании; Возможность типизации процесса проектирования, его автоматизации и др. 1.2 Проектная стадия и ее содержание Качество проектирования, а следовательно, и качество вновь создающегося объекта во многом предполагается успешностью осуществления проектной стадии, объективной оценки цели и задачи по развитию того или иного производства, промышленности и всего народного хозяйства в целом. Предпроектная стадия заключается в разработке специальной документации. Она является обязательным этапом в инвестиционном процессе. К основным видам предпроектной документации относятся прежде всего схемы и концепции, определяющие перспективы развития той или иной отрасли промышленности, целесообразность проектирования и строительства новых объектов или реконструкции уже действующих с учетом их максимального использования. На основе схем (концепций) подготавливаются техникоэкономические доклады (ТЭД) и проводится технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства наиболее крупных и сложных объектов. В ТЭО определяется роль объекта в удовлетворении потребностей народного хозяйства в том или ином виде продукции. Предпроектный этап экономических исследований позволяет выбрать правильное решение по географическому размещению проектируемых объектов, а также установить ориентировочную мощность, структуру гру7

зооборота, транспортные связи и основные технико-экономические их параметры. Технико-экономическое обоснование - это комплексный труд. Ведущая роль в выполнении ТЭО принадлежит экономическим изысканиям, которые проводят в тесной связи с топографическими и технологическими исследованиями. Технико-экономическое обоснование дает экономическую оценку планируемых к строительству объектов, позволяет принять квалифицированные решения по принципиальным вопросам. На основе предпроектных исследований разрабатываются задания на проектирование различных объектов, Например, в газовой промышленности такие задания выдаются на проектирование буровых и газодобывающих предприятий, магистральных газопроводов, продуктопроводов, подземные хранилища газа, автогазонаполнительных станций и других объектов. Материалы предпроектных документов позволяют планировать разработку высокоэффективного оборудования, развитие баз материальнотехнического обслуживания и стройиндустрии. Этим документам придается большое значение в газовой промышленности, что обусловлено ее спецификой - высокой капиталоемкостью, многообразием горно-геологических и природно-климатических условий разработки газовых месторождений, большой степенью воздействия на окружающую среду, длительностью периода разработки месторождений, в течение которого идет постоянный процесс воспроизводства и расширения основных фондов и т.д. В газовой промышленности основными документами предпроектных разработок являются технико-экономические доклады (ТЭД), составляющиеся по газодобывающим районам как на ближайшую (пятилетие), так и на более длительную (10-15 лет) перспективу. Задача ТЭД с учетом особенностей природных условий, обосновать техническую возможность и экономическую целесообразность развития газовой промышленности в том или ином районе и наметить пути рациональной организации нефтепромыслового хозяйства. Базой для его составления является наличие открытых месторождений с запасами, позволяющими начать их промышленную разработку в совокупности с общими благоприятными перспективами нефтегазоносности района. Особое внимание уделяется расчетам технико-экономических показателей, как завершающему этапу разработки ТЭД. К основным из них относятся: - характеристика района и его сырьевой базы; - оптимальная it максимальная добыча газа; - объем бурения; - водоэлектроснабжение; - база материально-технического обслуживания и т.д. Для обоснования рационального темпа развития района необходима проработка 2-3 вариантов ТЭД. Экономичность технических решений доклада оценивается по показателям удельных капитальных затрат, эксплуатационных расходов, удельной численности, рентабельности, себестоимости будущей продукции газа, и др., 8

отражаемых в таких обобщающих критериях как, чистая текущая стоимость, внутренняя норма рентабельности, их доходность и т.д. Значительное внимание в ТЭД уделяется кооперированию газовой промышленности с другими отраслями, в частности возможности. Использования имеющихся транспортных средств, жилищно-бытовых, строительных баз и т.д. Это является существенным фактором повышения эффективности капитальных вложений при освоении новых объектов. На основе ТЭД, как и в других отраслях, проводится технико-экономическое обоснование (ТЭО) разработки сложных проектов. Оно должно давать однозначное решение, обеспечивающее заданные параметры при максимальной эффективности использования капитальных вложений. ТЭО конкретизирует принципиальные направления, определенные ТЭД и обеспечивает выбор оптимальных решений при проектировании конкретных газопромысловых и других объектов. 1.3 Проект, его характеристика и структура. Смета. Существуют различные трактовки понятия «проект. В «Кодексе знаний об управлении проектами» (институт управления проектами США) отмечается, что «проект - это некоторая задача с определенными исходными давшими и требуемыми результатами, обуславливающими способ ее решения». Более доступно определение можно дать следующим образом: «Проект включает в себя замысел (проблему), средства его реализации и ожидаемые результаты или «Под проектом понимается комплекс взаимосвязанных мероприятий направленных на достижение в течение ограниченного периода времени поставленных целей при установленном бюджете». Схематично понятие «проект» можно представить следующим: образом (рис. 1.1.) Основополагающее фундаментальное понятие проекта - это «система». Проекты могут быть космическими, художественными, архитектурными, теническими и та. Подавляющее большинство проектов являются инвестиционными, так как на их осуществление требуются, как правило, значительные капитальные вложения, особенно первоначальные «стартовые». В проекте важную роль играет временной фактор. Действует понятие «жизненный цикл проекта», который включает в себя три фазы: o прединвестиционную; o инвестиционную; o эксплуатационную. В течение первой фазы проводится технико-экономическое обоснование цели и задачи проекта (см. ТЭО), проводится его разработка, ведутся переговоры с потенциальными инвесторами и участниками осуществления проекта. Следующий отрезок времени отводится под стадию инвестирования, 9

ПРОЕКТ

ЗАМЫСЕЛ, ПРОБЛЕМА, СРЕДСТВА СРЕДСТВА РЕАЛИЗАЦИИ РЕАЛИЗАЦИИ

РЕЗУЛЬТАТ РЕАЛИЗАЦИИ

Рис. 1.1 Проект как система формируются активы, необходимые для реализации проекта. С момента ввода оборудования в действие начинается третья фаза эксплуатационная. Продолжительность эксплуатационной фазы оказывает значительное влияние на общую эффективность проекта. Для того чтобы состоялись две последние фазы проекта, необходимо прежде всего оценить все его «выгоды» и «затраты» и получить положительную оценку его эффективности. Для объективной оценки финансовых к -экономических достоинств проекта в мировой практике используют так называемый метод проектного анализа. Он является инструментом принятия «разумных» решений по рациональному достижению поставленной цели. Следовательно, в задачу проектного анализа входит установление «ценности проекта», которая определяется в общем виде разностью положительных результатов или «выгод» и отрицательных «затрат». Поскольку результаты проектов могут быть различны, проекты обычно рассматриваются с различных точек зрения, а именно: является ли проект технически обоснованным? Является ли он финансово и экономически оправданным? Какое влияние проект оказывает на окружающую среду? Учитывает ли проект местные социальные и культурные особенности? Имеются ли институциональные возможности для осуществления проекта? Какова степень риска проекта? В соответствии с этим складывается определенная структура проекта, которая предполагает наличие следующих разделов: − технический; − коммерческий; − социальный; − экологический; 10

− финансовый; − экономический; − оценка риска. Технический раздел проекта рассматривает вопросы, связанные с инженерными решениями, техникой и технологией. В нем указываются конкретные цели проекта, используемое оборудование, технологии и их характеристики, графики выполнения проекта, вероятность своевременного строительства объектов, достижения предполагаемых результатов, Коммерческий раздел имеет целью оценку инвестиций с точки зрения перспектив рынка для продукции тот услуг, предлагаемых проектом. Вопрос об объеме выпуска продукции, предусматриваемой проектом, требует тщательного анализа предполагаемого рынка сбыта для продукции проекта с тем, чтобы был обеспечен необходимый спрос на указанную продукцию по выгодной цене. Социальный раздел определяет стратегию осуществления проекта, В нем отражается заинтересованность местного населения в проекте с точки зрения создания рабочих мест, адаптации проекта к конкретным условиям, существующим социальным нормам. Экологический раздел отражает влияние осуществления проекта на окружающую среду, возможный ущерб и мероприятия по его снижению или предотвращению. Финансовый раздел отражает рентабельность и уровень прибыльности проекта, т.е. финансовую целесообразность, эффективность .использования ресурсов, расчеты денежных потоков, стимулы участников проекта. В нем рассматриваются вопросы прогнозирования спроса на продукцию проекта. Экономический раздел связан с финансовым и дополняет его. В нем рассматриваются аналогичные показатели, но с позиций и интересов общества в целом. В частности в нем указывается величина доходов, которые получит от внедрения проекта государство. Раздел оценки риска отражает возможность возникновения ситуаций, которые могут вызвать потери в запроектированной прибыли, те риски, которые могут возникнуть в процессе осуществления проекта (изменение политической ситуации, колебание рыночной конъюнктуры, аварии, отказы оборудования и т.д.). Кроме перечисленных разделов проект содержит раздел строительства (сооружения) объекта. В проекте приводится ряд технико-экономических показателей, таких как производительность труда и исполнителей работ, уровень механизации и автоматизации процессов, экономическая эффективность капитальных вложений и т.д. К проекту прилагается смета на строительство (сооружение, создание) нового объекта. Смета является документом, основой для открытия финансирования проведения работ, расчета между заказчиком и исполнителем, заключения договора между ними. В ней отражаются сумма затрат на 11

проведение работ в том числе на проектирование (себестоимость строительства), общая стоимость (цена) объекта с учетом прибыли организации, ведущей работы по проекту. Смета составляется по отдельным направлениям, отражающим этапы строительства, содержит в себе ряд разделов, связанных с этими этапами. Каждый раздел формируется сметными расчетами. 1.4 Анализ проектов, его виды и направления Порядок проведения анализа проекта, в основном, определяется его структурой, т.е. составом (перечнем) разделов. Коммерческий анализ проектов включает рассмотрение мероприятий по поставкам оборудования, сырья и материалов, способности существующей системы поставок гарантировать их своевременность без перебоев. Коммерческий анализ имеет особое значение в условиях перехода к рыночным отношениям. От того, существуют ли рынки для продукции проекта, каковы условия на этих рынках, доступны ли требуемые для проекта ресурсы и каково их качество, будет зависеть, сможет ли проект привлечь инвестиции. Таким образом, основная роль коммерческого анализа заключается в прогнозировании спроса на продукцию проекта. Задачей социального анализа является определение пригодности тех или иных предлагаемых вариантов проекта с точки зрения интересов «целевой» группы населения. Он предлагает меры по улучшению соответствия между проектом и той социальной группой, на которую он нацелен. В результате проведения социального анализа в проекте намечается такая стратегия его осуществления, которая пользовалась бы поддержкой населения. Социальный анализ сосредотачивает внимание на четырех основных областях, а именно: 1) социокультурные и демографические характеристики населения, затрагиваемого проектом, его количественные характеристики и социальная структура, включая распределение по этническим, племенным классовым признакам; 2) формы производственной самоорганизации населения в районе действия проекта, включая структуру семей, наличие рабочей силы, формы землевладения, доступ к ресурсам и регулирование их использования; 3) приемлемость проекта с точки зрения местной культуры, а именно способность проекта адаптироваться к существующим социальным нормами, в месте с тем, приводить к нужным изменениям в поведении людей и их восприятии собственных нужд; 4) стратегия обеспечения заинтересованности в проекте местного населения и реализующих его организаций, необходимой для их непрерывного участия во всех стадиях проектного цикла, начиная с 12

разработки проектаи вплоть до его успешного осуществления, эксплуатации и технического обслуживания. Учет социокультурных и демографических особенностей совершенно необходим, если проект предполагает переселение людей. Принудительное переселение создаст особые социальные проблемы. Разработчики проекта должны учитывать, что люди ведут себя рационально в рамках своей собственной системы материальных стимулов и общественной организация. В ходе развития зги системы могут подвергаться изменениям, что должно быть учтено при разработке проекта. Для того чтобы проекты, затрагивающие большое число людей, оказались успешными, необходимо, чтобы большинство этих людей понимало цели проекта, и было согласно с ним. Поэтому в ходе разработки и осуществления проекта необходимо учитывать местную систему ценностей, традиции, обычаи, осознаваемые потребности и цели. Почти каждый проект оказывает влияние на окружающую среду, особенно проекты, связанные с разработкой нефтегазовых ресурсов, их транспортом и переработкой. Воздействия на окружающую среду весьма неоднозначны и не всегда легко поддаются обычному анализу с позиций затраты выгоды от проекта. Задачей экологического анализа является установление потенциального ущерба окружающей среде во время осуществления и эксплуатации проекта, и определение мер, необходимых для его смягчения или предотвращения. Окружающая среда представляет собой «природный капитал». Выгоды от него и его услуги поддерживают и стимулируют экономическое развитие. Задачей экологического управления является установление баланса между потребностями людей в природных ресурсах (как в настоящем, так и будущем) и способностью окружающей среды удовлетворять эти потребности. Финансовый анализ осуществляется с точки зрения отдельного предприятия или фирмы, которые будут осуществлять реализацию инвестиционного проекта. Финансовый анализ в зависимости от типа проекта включает следующие виды анализа: − анализ финансовой рентабельности; − анализ потребности в финансировании или оценке финансовой состоятельности проекта; − финансовый анализ эксплуатирующей проект организации. Различные виды финансового анализа используются при оценке целесообразности проектов, эффективности использования ресурсов, стимула для участников проекта, обоснованности финансового плана, компетентности управления финансами и уровня прибыли, ожидаемого в результате осуществления проекта. Целью анализа финансовой рентабельности является оценка эффективности инвестиций завесь период жизни проекта. В анализ финансовой рентабельности проектов входит выполнение следующих задач: 13

− прогнозирование спроса на продукцию проекта; − оценка размера необходимых инвестиций и затрат на производство продукции; − расчет прибыли; − расчет денежных потеков. Экономический анализ «проверяет» разумность выделения ресурсов на осуществление данного конкретного проекта, имея в виду, что в какой-либо другой части народного хозяйства эти ресурсы могли бы обеспечить большую отдачу. Анализ финансовой рентабельности я экономический анализ дополняют друг друга, в том смысле, что первый проводится с позиций отдельных участников проекта, а второй - с позиций общества в целом. В условиях рыночной экономики государство не несет ответственности за обязательства предприятий, и поэтому все последствия реализация неэффективного решения целиком ложатся на администрацию и коллектив самого предприятия. Функционированию любого предприятия, в том числе и нефтегазодобывающего, в рыночной среде присущ набор определенных рисков. Некоторые из них являются общими для предприятий различных отраслей, некоторые учитывают специфические отраслевые особенности. Риск - это вероятность убытков или недополучения доходов по сравнению с вариантом, предусмотренным проектом. Риск - категория вероятностная и его измеряют как вероятность определенного уровня потерь. Существует несколько классификаций рисков. Так, по источнику возникновения принято различать риск хозяйственный, риск, связанный с личностью человека, риск, обусловленный природными факторами. По причине возникновения риски можно классифицировать как следствие неопределенности будущего, непредсказуемости повеления партнеров, недостатка информации. В теории рисков выделяются наиболее важные виды рисков: политический, социальный, экологический, экономический и т.д. В свою очередь экономический риск подразделяется на производственный, коммерческий, финансовый и кредитный. Наиболее важными причинами производственного риска являются возможное снижение предполагаемых объемов производства и реализация продукции, рост материальных или иных затрат, выплата повышенных отчислений и налогов и т.д. Коммерческий риск возникает в процессе реализации товаров и услуг, закупленных предприятием, и связан с завышением закупочных цен, снижением объемов закупок, наличием потерь в процессе обращения и т.д. Финансовый риск зависит от отношения заемных средств ко всем финансовым средствам предприятия. Чем выше отношения заемных средств к собственным, тем больше финансовый риск. Кредитный риск обусловлен тем, что заемщик вовремя не уплатил по ссуде. 14

Экономическая теория предполагает, что большинство потенциальных инвесторов не склонны к риску, т.е. из двух проектов инвестиций с одинаковым уровнем ожидаемой прибыли будет выбран тот, которому соответствует меньший риск. Риск проекта теснейшим образом связан с величиной прибыли на инвестированный капитал. Инвестору нужны оценки сравнительной рискованности рассматриваемых проектных решений. Для этих целей организуются бригады экспертов, проводится группировка проектов по уровню степени риска: «невысокий», «повышенный», «большой». Чем выше уровень риска проекта, тем он должен генерировать большую прибыль, компенсирующую этот риск. Для белее обоснованного суждения о величине проектного риска необходимо оценить вероятность возникновения отдельных ситуаций, не предусмотренных проектом (изменение рыночного спроса, появление неожиданных конкурентов, изменение условий экспорта - импорта продукции и т.д.); Одной из важнейших причин возникновения рисков является недостаточная надежность проектов. В горнодобывающем производстве эта ненадежность является следствием трех ошибок: ошибки в геологических характеристиках запасов месторождений, в том числе из-за недостаточной степени разведанности Разведывать необходимо с той степенью детальности, при которой суммарные затраты на начальную разведку и последующие ущербы от недоразведанности запасов будут минимальными; просчеты проектировщиков при выборе технических средств и определении технико-экономических показателей проекта (фактические показатели оказываются хуже); ошибки в принятии тех или иных гипотез развития «внешней среды», в которой будет осуществляться проект. При оценке проектов в области добычи, переработки и транспорта нефти и газа наиболее существенными являются следующие виды рисков: − неопределенность политической ситуации, риск неблагоприятных социально-политических изменений в стране и регионе; − риск, связанный с нестабильностью экономического законодательст ва и текущей экономической ситуации, условий инвестирования и использования прибыли; − внешнеэкономический риск (возможность введения ограничений на торговлю и поставки» закрытия границ и т.д.); − неполнота и неточность информации о динамике техникоэкономических параметров проекта; − колебания рыночной конъюнктуры, цен, валютных курсов и т.д.;

15

− производственно-технологический риск (аварии и отказы оборудования, производственный брак и т.п.); − неполнота или неточность информации о финансовом положении и деловой репутации предприятий- участников (возможность неплатежей, банкротств, срывов договорных обязательств по поставкам продукции и т.п.). Для учета факторов неопределенности и риска при оценке эффективности проекта используется вся имеющаяся информация об условиях его реализации. При этом могут применяться различные методы: проверка чувствительности критериев оценки эффективности проекта к изменению основных параметров-факторов; метод построения сценариев и метод «критических точек» или Монте-Карло. Анализ чувствительности является самым простым и широко распространенным методом учета факторов неопределенности, характерных для оцениваемых проектов. Как правило, он предшествует собственно анализу рисков, поскольку с его помощью выясняют: какие из переменных проекта относятся к наиболее «рискованным», т.е. отвечают за большую часть рисков. Суть этого метода заключается в измерении «чувствительности» основных показателей достоинства проекта изменению той или иной переменной величины, например, роста или падения, таких параметров как цены на нефть, объемов производства, эксплуатационных затрат на 10%, 20% т.д. Характеристикой степени риска проектного решения служат коэффициенты эластичности (чувствительности), показывающие, на сколько процентов изменяется значение критерия, если значение параметра изменится на один процент. Эластичность рассчитывается как ' отношение процента изменения критерия к проценту изменения переменной: процентное изменение критерия (NPV) Э= процентное изменение параметра (Р) где

Э - эластичность; Р - параметр; NPV - чистая текущая стоимость. Преимущество этого показателя заключается в том, что его величина не зависит от выбора единиц измерения различных переменных. Чем больше эластичность, тем выше степень зависимости ЧТС (NPV) (т.е. ее чувствительности). Причем положительное значение эластичности свидетельствует о наличии прямой связи между ЧТС и данной переменной, а отрицательное, соответственно, - об обратной связи. С точки зрения проектного анализа переменные по 1соторым ЧТС проекта является наиболее эластичной, заслуживают наибольшего внимания. При этом переменные параметры делятся на две группы: параметры, которыми предприятие может управлять (управляемые параметры: объемы производства, издержки производства и т.д.) и параметры, воздействие на которые для предприятия либо затруднено, либо невозможно (неуправ16

ляемые параметры: цены на продукцию производства, транспортные тарифы, экспортные пошлины, налоги и т.д.). Если коэффициенты эластичности критерия в зависимости от изменения какого-либо, в первую очередь неуправляемого параметра имеют большое значение, т.е. критерий сильно реагирует на изменение параметра, а в некоторых случаях переходит в зону отрицательных значений, то проект следует признать рискованным. После оценки величины изменения критерия в абсолютном или относительном выражении под влиянием переменных факторов строится диаграмма чувствительности, позволяющая достаточно наглядно и быстро оценивать возможнее изменения критерия эффективности при изменении значения какого-либо параметра. Для более надежного вывода о степени риска проекта целесообразно оценить возможные предельные границы изменения каждого из параметров (цен, тарифа и т.д.) и с учетом этого провести окончательную проверку чувствительности проекта, и принять решение о его реализации или об отказе от реализации. 1.5 Оценка проектных решений (проектов) Основным методологическим документом оценки проектных решений являются «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, Госкомитет РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике) утвержденные 21.06.1999г. Одно из назначений методики установление требований к экономическому сопоставлению вариантов технических, организационных и финансовых решений, оценка экономических последствий выбора одного из них. Этим документом предполагается оценивать следующие виды проектных решений: − эффективность инвестиционного проекта (ИП) в целом с целью определения потенциальной его привлекательности для возможных участников и поисков источников финансирования. Она включает в себя: 1) общественную (социально-экономическую) эффективность; 2) коммерческую эффективность (финансовые последствия осуществления проекта для участников, реализующих ИП). − эффективность участия в проекте с целью проверки реализуемости ИП и заинтересованности в нем всех его участников. Согласно методике распространенным, обобщающим критерием экономической оценки проектных решений (финансовой рентабельности проекта) является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Английское название критерия NPV (net present value). Чистая текущая стоимость по проекту определяется как сумма величин, полученных дисконтированием разностей между всеми 17

годовыми притоками и оттоками реальных денег, накапливаемая в течение жизни проекта. Эти разности дисконтируются к моменту времени, когда предполагается начало осуществления проекта. Другими словами/ чистые дисконтированные потоки реальных денег, полученные для каждого года проекта, складываются, чтобы получить ЧТС проекта в целом: ЧТС=ДП(0)+ДП(1)α1+ДП(2)α2+…+ДП(Т)αТ или T

ЧТС = ∑ t =1

Вt − З t (1 + i) t

где Bt - полные выгоды в году t; Зt - полные затраты в году t; t - соответствующий год проекта; Т - срок жизни проекта; i - ставка (норма) дисконта (процента); ДП (t) - годовой денежный поток по проекту в годы t = 1,2, ..., Т; αt- коэффициент дисконтирования в год t, связанный с нормой дисконта уравнением: α1 = (1+i)t Значения коэффициентов дисконтирования αt можно получить из специальных таблиц дисконтированных величии. Норма дисконта должна быть равной фактической ставке процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставке процента (стоимости капитала), которая уплачивается получателем ссуды. Норма дисконта должна по существу отражать возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя. Если рассчитанная ЧТС положительна, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта. Если ЧТС равна нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если же ЧТС меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться. В несколько развернутом виде чистая текущая стоимость проекта определяется: T

ЧТС = ∑ i =1

T ВД К+И+Н −∑ ; (1 − i ) i =1 (1 + i )

где в году t; млн. руб.: ВД – валовой доход (выручка от реализации продукции); К, И - капитальные вложения и текущие издержки (без амортизационных отчислений) в разработку (строительство) объекта и при его эксплуатации; Н – налоговые выплаты, не входящие в себестоимость продукции (налог на прибыль и др.). 18

Вторым широко применяемым в проектном анализе критерием является внутренняя норма рентабельности (дохода) (ВНР или ВНД - IRR, т.е. internal present value) проекта, т.е. ставка дисконта, которая уравнивает приведенные выгоды с приведенными затратами. Это равносильно тому, что при ставке дисконта равней ВНР чистая текущая стоимость равна нулю. Этот показатель, часто применяющийся в финансовом и экономическом анализе в качестве важного критерия, дает инвесторам возможность сравнить прибыльность проекта (IRR) -с альтернативной стоимостью капитала для данного проекта. При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта. ВНР определяется из уравнения ЧТС = 0, которое можно записать в виде T

О=∑ t =1

Bt − З t (1 + r ) t

где r -ВНР. В случае использования заемных средств для финансирования капитального cстроительства эту норму можно интерпретировать как максимально возможный процент долгосрочный кредит байка. Кроме этих основных критериев для оценки экономической эффективности проектов используются следующие: − срок возмещения начального капитала, показывающий тот момент времени, когда будут возвращены все инвестициии предприятие начнет получать дополнительный эффект. − индекс доходности, определяемый отношением суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений за период Т: Т

ИД =

∑ (В

t

е =1

− З1t ) /(1 + i )′

T

∑K t =1

t

/(1 + t )

где в году t Кi - капитальные вложения; З′t - эксплуатационные затраты. Индекс доходности тесно связан с ЧТС. Если ЧТС положительна, то ИД>1. Если ЧТС отрицательна, то ИД<1. Если ИД>1, то проект эффективен, если ИД<1 - не эффективен. Каждый из этих критериев описывает эффективность проекта с различных точек зрения, имеет свои преимущества и недостатки, и поэтому только комплексное их использование позволяет снизить вероятность применения малоэффективного проекта (варианта). Для оценки эффективности проектного решения на уровне национальной экономики также используется система критериев, одним из которых является доход общества, определяемый по формуле: T

T DC t Ki До = ∑ − ∑ t t t =1 (1 + i ) t =1 (1 + i )

19

где DСt -добавленная стоимость в году t, млн. руб. Добавленная стоимость вычисляется как разность между выручкой от реализации продукции и суммой материальных и приравненных к ним затрат и представляет собой сумму амортизационных отчислений, прибыли и заработной платы. Все эти критерии используются и для оценки эффективности проектных решений в области магистрального транспорта нефти и газа, нефтегазопереработки, нефтехимии, сбыта продуктов переработки, нефте-газового машиностроения. В соответствии с описанными критериями экономическая оценка проекта осуществляется путем последовательного расчета следующих показателен: 1) доход от реализации продукции (продаж) - выгоды - В; 2) капитальные вложения - К; 3) эксплуатационные затраты-3,включая амортизационные отчисления - АО; 4) прибыль П =Б - З; 5) налоговые выплаты, включая налог на прибыль - НВ; 6) чистая прибыль ЧП - П - НВ; 7) поток реальных денег (cash flow) - ДП = ЧП +АО - К; 8) чистая текущая стоимость - ЧТС (NPV); 9) внутренняя норма рентабельности - ВНР (IRR); 10) срок окупаемости (возмещения капитала) - Ток; 11) индекс доходности — ИД; Для конкретизации критериев в проекте определяются: объем продукции (работ) производимой объектом, потребность в трудовых ресурсах (численность работающих при осуществлении проекта), производительность труда (трудоемкость продукции) и другие частные показатели, например, металлоемкость, энергоемкость продукции и т.д. Экономические критерии и показатели определяются по нескольким вариантам проекта. На основе проверенных расчетов выбирается оптимальный (например, по максимуму ЧТС). Эффективность варианта характеризуется также степенью надежности, стабильности. Экономические показатели рассчитываются на основе действующих нормативов: капитальных вложений, текущих затрат, трудоемкости продукции и т.д. 1.6 Организация работ по проектированию Исходя из специфики и комплексного характера построения совокупного производственного процесса освоения нефтегазовых ресурсов, последовательность работ по проектированию, возможно, представить следующим образом. 20

В первую очередь анализируется действующая схема снабжения района газом , газопродуктами, вскрываются «узкие места» и предварительно намечаются рациональные пути их ликвидации. Затем на основании анализа перспектив развития производительных сил района определяется потребность в газопродуктах и газе на расчетный период, и проводятся необходимые технико-экономические расчеты. Проектированию и обоснованию газопромыслового строительства должны сопутствовать, прежде всего проектирование и обоснование организации бурового предприятия, предусматривающие ввод добывающих (эксплуатационных) скважин из бурения. Размер мощность бурового предприятия определяются числом скважин, которые необходимо пробурить на том или ином месторождении, их размещением согласно сетке разработки, темпами и последовательностью ввода в разработку отдельных залежей, продуктивных пластов и горизонтов. Исходя из заданных объемов бурения, особенностей технологии определяется состав и мощность подсобно-вспомогательных служб и хозяйств предприятия. После этого приступают к проектированию строительства самого газодобывающего предприятия, устанавливая показатели: время ввода в эксплуатацию скважин из бурения для подключения их к сетям сбора и транспортирования газа и нефти; ввод мощностей по системам заводнения, подготовки, сбора газа и использования попутной нефти и т.д. Проектирование нефтеперерабатывающих предприятий связано с выбором района, размещением заводов, установлением их мощностей, схем переработки газа и т.д. Одним из основных определяющих факторов проектирования является структура и плотность потребления газопродуктов в целом по стране и отдельным районам. При разработке проекта газопроводов исходят из объема добычи газа и его транспортировки на перерабатывающие заводы, хранилища или на экспорт. При проектировании продуктопроводов за основу принимают поступление продуктов по их видам, грузооборот и реализацию, которые обуславливаются общем потребностью в газопродуктах снабжаемого и структурой их потребления. При проектировании перевалочных баз учитывают объем перевалки газотоваров и транспортные связи базы (водно-трубопроводная железнодорожно-водная и т.д.) Проект распределительной базы и автогазонаполнительной станции основывается на взаимной реализации газотоваров в обслуживаемом районе. Рациональный выбор того или иного варианта требует учета динамики спроса на газопродукты или газ за ряд лет. Поэтому вся работа по технико-экономическому проектированию должна быть увязана с работой по выявлению потребности в топливе и газопродуктах других отраслей на эти же расчетные периоды. Мощность 21

проектируемых объектов определяют на основе материальных балансов, разрабатываемых по отдельным расчетным периодам. Одна из основных технико-экономических задач при проектировании магистральных, газо-, нефте-, продуктопроводов - это выбор трассы, который во многом определяет затраты на их строительство. Далее выбирают технологическую схему трубопровода (диаметр, мощность и расстановка КС, отбор газа или нефти попутными потребителями и т.д.). Технико-экономические расчеты по выбору оптимальной технологической схемы транспорта газа ведутся по укрупненным показателям в ТЭО и детально прорабатываются в техническом проекте. Первичным звеном в общей технологической «цепочке» освоения газовых ресурсов являются геолого-разведочные работы (ГРР), связанные с воспроизводством сырьевой базы, повышением ее надежности за счет обеспечения необходимой кратности запасов. Геолого-разведочные работы основа успешного функционирования нефтегазовой отрасли. Проектирование (ГPP) основывается на обоснованном геологическом задании по объемам видам и срокам выполнения работ. Оно связано с выбором методики, техники и организационных форм геологоразведки. Проводится проектирование геолого-поисковых работ, строительства глубоких разведочных скважин, проведения геофизических исследований в процессе бурения. В зависимости от характера и сложности объекта проектирование ведется в одну или две стадии. Сложные объекты проектируют в две стадии (разработка технического проекта и рабочих чертежей). По объемам, проектирование которых уже достаточно освоено, работы выполняются в одну стадию (разработка технического проекта, совмещенного с рабочими чертежами). Разработка рабочих чертежей позволяет обосновывать, уточнять и детализировать решения, принятые проектом. В рабочем проекте принимают окончательные решения по всем важнейшим вопросам и уточняют рекомендации, выдвинутые в ТЭО. Если же ТЭО по проектируемому проекту не разрабатывалось, то на этой стадии выявляют экономическую целесообразность и техническую возможность предполагаемого строительства нового или реконструкции действующего объекта. Основная цель технико-экономических расчетов в рабочем проекте выявление таких технических и организационных решений, которые позволили бы обеспечить минимальные затрат на строительство и эксплуатацию объекта При двухстадийном проектировании на стадии разработки технического проекта определяют стоимость строительства и технико-экономические показатели проектируемых объектов в целом я их основных частей. В техническом проекте решаются основные технические вопросы. Рабочие чертежи разрабатывают на основе технического проекта с учетом возможных 22

уточнений технических данных. При выполнении рабочих чертежей могут быть внесены отдельные исправления некоторых конструктивных решений. Порядок проектирования и содержание основных разделов проекта устанавливается «Регламентом по освоению схем и проектов разработки газовых месторождений». Исходя из масштабов применения, составляются типовые (групповые) проекты на строительство ряда аналогичных объектов и индивидуальные в случае сооружения уникального объекта. Они разрабатываются в случае отсутствия типовых. В газовой промышленности строится много однотипных объектов: скважин в пределах одного месторождения, установок технологической подготовки газа и нефти, внутрипромысловых коммуникаций, компрессорных станций, АГНКС и т.д. При проектировании этих объектов широко используются типовые проекты (в отличие от проектов разработки месторождений, которые всегда индивидуальны), их необходимо только «привязать» к конкретным условиям. Это снижает затраты средств и времени на проектирование. В состав рабочего проекта включают также пояснительную записку с технико-экономическими показателями, полученными на основе «привязки» типовых и повторно применяемых индивидуальных проектов. Кроме того к проекту разрабатывается прочая рабочая документация, например, технологические карты, детализирующие технологию проведения работ, нормативные документы, регламентирующие затраты труда, расход материалов, топлива, энергии и т.д. В техническом проекте проводятся спецификации для размещения заказов на технологическое, энергетическое и другое оборудование. К техническому (рабочему) проекту прилагается сводная смета, являющаяся основным документом для планирования и финансирования капитального строительства и расчетов между заказчиком и строительной организацией. Она является основным документом определяющим размер необходимых капитальных вложений на строительство и отражает общую (полную) стоимость строительства объекта. При ее составлении используются укрупненные показатели-нормативы (удельные капитальные вложения, эксплуатационные затраты и др.). Кроме общей сметы составляются сметы на строительство отдельных объектов, входящих в общий комплекс, на приобретение оборудования и его монтаж, на проведение проектно-изыскательских, научно-исследовательских и экспериментальных работ. В смете предусматривается резерв на непредвиденные расходы. При двухстадийном проектировании он принимается на уровне 10% сметной стоимости объекта, при одностадийном составляет 5%. Проектирование объектов строительства ведут специализированные проектно-изыскательные организации. В качестве основных проектных организаций (генеральных проектировщиков) в газовой промышленности России выступают такие региональ23

ные организации как: Гипровостокнефтъ (Самара); Гипротюменнефтегаз (Тюмень); СибНИИНП (Тюмень); Гипротрубопровод (Москва); Гипроспецгаз (С.-Петербург) и др. В составе газодобывающих комплексов (АО, ООО) действуют территориальные научно-исслёдовательские и проектные институты (НИПИ). Некоторые производственные предприятия имеют собственные проектно-сметные группы (бюро). Создана Ассоциация проектных организаций (Аспроект). По каждому проектируемому объекту проектная организация назначает главного инженера проекта, отвечающего за проект целом и за увязку всех составных частей проекта: экономической, технологической, архитектурно-технической, организации строительства, сметной и т.д. На главного инженера проекта обычно возлагается следующее: 1) согласование вопросов строительства со всеми заинтересованными организациями и сбор данных для проектирования; 2) выбор площадки для строительства объекта, а также организация производства палевых и трассировочных работ; 3) организация геологических, гидрологических и других специальных работ и обследований; 4) контроль за составлением комплексных проектов по всем стадиям проектирования; 5) защита азработанных проектов в экспертирующих и утверждающих инстанциях. При комплексном проектировании, выполняемом различными проектными организациям, одна из них по указанию утверждающей инстанции назначается ведущей. В этом случае последняя отвечает за непосредственно выполняемую часть работы, за правильность принятых экономических технических решений для всего проекта в целом и за увязку его отдельных частей. Состав проектно-сметной документации нестабилен, он видоизменяется и сокращается по мере улучшения технологических процессов строительства и проектирования. Выпускаемые проектной организацией пояснительные записки и чертежи должны иметь подписи руководителей проектных организаций, главного инженера проекта и непосредственных исполнителей. К проектам прилагаются протоколы согласований и заключения заинтересованных организации. При наличии у согласовывающей организации возражении или замечаний последние представляются в письменном виде. Все разногласия между проектной и согласовывающей организациями разрешают вышестоящие инстанции. Проектные и изыскательские работы оплачивают на основе подрядных договоров. 24

Расчеты за проектные и изыскательские работы должны производится заказчиками за законченные проекты и изыскания или за определенные этапы их выполнения. По решению заказчика разработку проекта, функции рабочего проектирования может осуществлять и исполнитель запроектированных работ (предприятие - подрядчик). Заказчик может выдвигать в процессе проектирования дополнительные требования к проекту по согласованию с подрядчиком. Подрядчик осуществляет разработку проекта собственными силами или выдает задание на проектирование институту (организации) – проектировщику. При разработке рабочей документации подрядчик учитывает все требования заказчика и при этом разрабатывает проектные решения, обеспечивающие достижение согласованного с ним уровня качества продукции. 1.7 Резервы повышения эффективности проектирования В условиях рыночной экономики, для которой характерно стремление к прибыльности и обеспечения - конкурентоспособности весьма важным является достижение высокого качества продукции. Залогом его достижения является высокоэффективная, объективная проектно-сметная документация на сооружение новых объектов, создание новых видов продукции, технологических процессов, оборудования и т. д. До настоящего времени во многом качество проектирования обеспечивается субъективными факторами, т.е. квалификацией, интуицией и опытом проектировщиков. Имеющиеся компьютерные технологии используются при проектировании ограниченно, квалификация специалистов проектных организации требует кардинального повышения с учетом современной ситуации. Мировой и отечественный опыт свидетельствует, что дальнейшее развитие методов проектирования возможно только при использовании высокопроизводительной вычислительной техники и программно-реализованных экономико-математических моделей, что в свою очередь позволяет производить многовариантные расчеты и получать оптимальные проектные решения. Новые требования «Правил безопасности в газовой промышленности» в отношении учете показателей качества, надежности и риска предопределяют необходимость радикального пересмотра традиционной модели проектирования, коренного улучшения проектной документации. Этого нельзя достичь путем выявления и устранения отдельных недостатков существующей практики проектирования, во многом основанной на волевых решениях. Необходима принципиальная переориентация процесса проектирования на обеспечение качества продукции, повышение ее надежности и экономической эффективности процессов строительства при допустимой степени риска. Успех при этом будет зависеть от уровня решения общих задач проектирования, которые заключаются, с одной стороны, предотвращении ошибочных действий (например, использование при строительстве объектов 25

дорогостоящих технических средств при достаточно простых природно-производственных условиях), а с другой стороны, в более полном использовании возможностей (достижений науки, передового опыта т.д.) для создания качественной продукции, надежного и эффективного производственного процесса. Научный и технический уровень решения этих двух задач и определяет достигнутый уровень совершенства проектирования. Одним из важных резервов повышения качества проектов является максимально возможная их типизация, значительное уменьшение числа индивидуальных проектов. Это обеспечивает снижение объема проектных работ - повышает их эффективность, обеспечивает, в конечном счете, возможность формирования высококачественных договорных цен на продукцию, выпускаемую согласно разрабатываемой проектно-сметной документации. Подробнее резервы повышения эффективности проектных работ определяются при рассмотрении организации проектирования отдельных производств, формирующих общий цикл освоения нефтегазовых ресурсов. Проведение экспертизы выполненных проектов, введение материальной - ответственности проектантов за достижение запроектированных показателей, доскональное изучение «внешней среды», спроса на продукцию проекта, изучение деятельности конкурентов также должно обеспечивать повышение качества проектирования. Не менее важным в решении вопроса повышения качества проёктов, снижения вероятности ошибок при проектировании является проведение параллельных расчетов применительно к различным гипотезам о состоянии внешней среды, выбор вариантов проектных решений, которые легче адаптируются (приспосабливаются) к возможным ее изменениям и перестраиваются соответствующим образом. Важными резервами повышения эффективности проектирования является максимально возможная и целесообразная его типизация, широкое применение автоматизированных систем проектирования (АСПР). ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Значение процесса проектирования. Состав и значение предпроектной стадии. Понятие проекта. Этапы его разработки. Характеристика проектной документации, разрабатываемой дополнительно к проекту. Виды анализа проектов и их содержание. Критерии и показатели оценки проектов. Организация работ по проектированию. Характеристика проектных организаций. Основные направления совершенствования и повышения эффективности проектирования.

26

2 Проектирование геолого-разведочных работ на газ 2.1 Классификация запасов и ресурсов газа. Стоимостная оценка запасов Запасы, перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются всеми недропользователями отдельно по растворенному газу, нефти, свободному газу, газу газовых шапок и конденсату. Запасы и перспективные ресурсы определяются по залежам и месторождениям в целом, прогнозные ресурсы – по газоносным провинциям, областям, зонам, районом, акваториям. Обязательному учету подлежат имеющие промышленное значение запасы этана, пропана, бутана, серы, гелия и других полезных компонентов. Запасы и ресурсы газа и нефти утверждаются на ГКЗ полезных ископаемых Министерства природных ресурсов РФ. Классификация месторождений природного газа и нефти Признаки классификации

1. Сложность геологического строения

2. Величина балансовых запасов

Характеристика 1.1. Месторождения простого геологического строения (отсутствие нарушений, выдержанность толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу). 1.2 Месторождения сложного строения (тектонические нарушения, литологические замещения, невыдержанность толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу). 1.3 Месторождения очень сложного строения (многочисленные тектонические нарушения и литологические замещения, сильная изменчивость толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу). 2.1 Уникальные (более 300 млн. т. нефти и 500 млрд. м3 газа). 2.2 Крупные (от 30 до 300 млн. т. нефти и от 30 до 500 млрд. м3 газа). 2.3 Средние (от 10 до 30 млн. т. нефти и от 10 до 30 млрд. м3 газа). 2.4. Мелкие (менее 10 млн. т. нефти и 10 млрд. м3 газа). 27

3. Степень изученности

4. Экономическое значение запасов месторождений

3.1.Разрабатываемые (полностью или частично разбуренные сеткой добывающих скважин в соответствии с технологической схемой или проектом разработки). 3.2 Разведанные (месторождения законченные разведкой и изученные с полнотой достаточной для надежного технико-экономического обоснования процесса разработки. Достаточно точно установлены площадь, геологического строение, контуры нефтегазоносности, свойства нефти, газа, конденсата и полезных компонентов, гидрогеологические условия и т.д.). 3.3. Предварительно оцененные (месторождения, добытые возможности которых, геологическое строение качество углеводородов изучены приближённо, главным образом по аналогии с разрабатываемыми и разведанными месторождениями региона). 4.1. Геологические (балансовые) равны извлекаемые + неизвлекаемые. 4.2. Извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов делятся на экономические (разработка эффективна с использованием современных технологий и соблюдением требований по охране недр и окружающей среды) и потенциально-экономические (разработка неэффективна при действующей системе налогообложения, но может стать эффективной при предоставлении недропользователю налоговых льгот).

Примечание: в границах одного месторождения могут находиться залежи или участки, запасы которых могут относиться как к экономическим, так и к потенциально-экономическим. 28

Классификация запасов перспективных и прогнозных ресурсов газа, нефти, конденсата.

Этапы ГГР Стадии ГГР

1. Региональный

2. Поисковый

Категори Изучаемые и запасов объекты и ресурсов

1.1. Прогноз Осадочные нефтегазонос отложения ности НГП 1.2. Оценка зон нефтегазонак опления 2.1. Выявление перспективн ых объектов 2.2. подготовка объектов к поисковому бурению

Примечание

Прогнозные ресурсы (Д2) территория, Ди промышленная частично нефтегазоносность не Д1 доказана (используется информация по регионам - аналогам).

Зоны Д1 и полные ресурсы (Д|) (области частично территории с доказанной нефтегазона Д2 нефтегазоносностью. копления) Районы с возможной Перспективные ресурсы Д1 нефтегазоно (Д0) сностью Выявленные Перспективные ресурсы объекты (Д0) на подготовленных (площади) к поисковому бурению Д2 площадях

Запасы (С2), наличие которых установлено в С2 результате бурения поисковых скважин Запасы подсчитываются 3.1. Оценка Открытие С1 и (С1) по результатам скоплений месторожде частично бурения разведочных нефти и газа ния C2 скважин (их основной 3. Разведоччасти) ный Запасы (С1) 3.2. Подопределяются по готовка Разведанные результатам бурения объектов к месторожде С1 дополнительных промышлен разведочных скважин и ния ной эксплуопытно-промышленной атации эксплуатации 2.3. Поиск Подготовлен скоплений ные объекты нефти и газа

29

4. 1 . Разбуривание объекта в соответствии с технологической схемой разработки

Подготовленные к промышлен ной эксплуатации объекты

В

4. Разработка и эксплуатация 4.2. Разбури-

вание объекта в соответствии с проектом разработки

Объекты, находящиеся в эксплуатации

А

Запасы (В) определяются в соответствии с результатами бурения добывающих скважин согласно технологической схеме разработки. Запасы (А) подсчитываются по результатам разбуривания в соответствии с проектом разработки.

Ресурсы и запасы газа и нефти более низких категорий используются в качестве базы для проектирования ГРР, направленных на перевод ресурсов и запасов в более высокие категории. Стоимость газовых компаний, а также котировки акций этих компаний зависят от величины ресурсной базы, надежности и достоверности информации о перспективах территории их деятельности. Для оценки ресурсной базы проводится аудит запасов (первая компания, проводившая аудит, «ЛУКойл»). Значения коэффициентов риска получены путем статистической обработки материалов по разрабатываемым месторождениям. На эту величину корректируется величина (ЧТС) рассчитанная при Е =10% без учета инфляции и изменений цен на углеводороды. Многие месторождения эксплуатируются несколькими владельцами, поэтому участки находятся на различных стадиях освоения. Стоимость запасов нефти и газа с учетом риска может приближенно оцениваться: СДРр=(0,2·СДПmin+0,6СДПср+0,2СДПmax)Кy+СДПн(1-Ky), где СДПн, СДПmin, СДПср, СДПmax - сальдо денежных поступлений в случае эксплуатации нерентабельных, минимальных, средних (медианных) и макси-мальных запасов при заданной пороговой норме рентабельности; млн. руб.; Ку- коэффициент успешности открытия рентабельного месторождения; 0,2;0,6;0,2- взвешивающие коэффициенты соответствующие min, 30

средней и max добыче. Принятая в настоящее время классификация запасов (США) включает: Категория запасов 1.

Коэффициент риска

Доказанные: 1.1. в процессе добычи: − более 5 лет − менее 5 лет 1.2. подготовленные к разработке, но не эксплуатируемые 1.3. разведанные

0,70 0,65 0,50 0,40

2. Недоказанные: 2.1 вероятные: − в процессе добычи − подготовленные к разработке, но не эксплуатируемые − разведанные

0,25 0,18 0,14

2.2. возможные: − в процессе добычи − подготовленные к разработке, но не эксплуатируемые − разведанные

0,10 0,07 0,06

2.2 Порядок проектирования газоразведочных работ Геолого-поисковые и геолого-разведочные работы осуществляются организациями, входящими в состав Минприроды РФ, ОАО «Газпром. Региональные работы (прогноз газоносности, оценка газоносных зон), а также часть работ поискового этапа (выявление перспективных объектов и их подготовка к поисковому бурению) проводятся силами государственных организаций. Поиск и разведка месторождений производится предприятиями, входящими в состав ОАО «Газпром». Проектирование может осуществляться как самими геологоразведочными организациями, так и с привлечением специализированных проектных институтов. В качестве объекта проектирования могут рассматриваться конкретные месторождения, площади, структуры, районы, зоны и т.д. Проекты составляются на 3-5 лет с детальной проработкой заданий 1-го года. Задания на последующие годы корректируется в зависимости от результатов предыдущих лет. 31

В проекте обосновываются: геологическое задание, виды работ, их объемы и сроки выполнения. Проект на производство геологоразведочных работ включает 2 части: геолого-методическую и производственно техническую. Часть проекта

1. Геологометодическая

Раздел проекта

Основное содержание

1.1. Целевое задание Значение проекта для развития экономики региона или страны, какие задачи должны быть решены по завершении проекта. 1.2. ГеографоМестонахождение объекта, развиэкономическая тие инфраструктуры района, характеристика рельеф, климат, источники энергии, наличие рабочей силы и т.д. 1.3. Оценка провеИстория геолого-геофизичес-коденных ранее работ го изучения объекта с критической оценкой полученных результатов. 1.4. геологическая и Геологическое строение, общая гидрогеологическая оценка перспективности, сущестхарактеристика вующие предпосылки для прообъекта ведения проектируемых работ. 1.5. методика и Объемы работ по видам (геолообъем работ, гическая съемка разных масштапроектируемый бов, полевые геофизические исприрост запасов следования, структурное и опорно-параметрическое бурение, поисково-разведочное бурение), методы ведения работ с оценкой целесообразности комплексирования предварительный подсчет ресурсов и запасов, которые можно перевести из одной категории в другую и т.д. 1.6. Календарный Этапы выполнения работ по их план выполнения видам, сроки, ожидаемые резульзадания таты по завершении работ каждого этапа. 1.7. Графические Обзорная карта, геологические приложения карты отдельных объектов, геологические разрезы и т.д. 32

2.1. Общие вопросы

2. Производственнотехническая связь

Месторасположение базы экспедиции, партии, отряда, баз снабжения, обеспеченность жильем, связью, энергией и т.д. 2.2. организация и Расчет числа приборо-смен (для технология геофизических исследований), производства бригадо-смен (для буровых работ), числа необходимого оборудования (по видам), инструментов, мероприятия по совершенствованию организации труда, его охране и т.д. 2.3. организационно- Организация работы транспорта, производственные организация энерго- и водоснабвопросы жения, обслуживания расчет потребности в специалистах, рабочих и т.д.

К каждому проекту прилагаются: - сводная таблица технико-экономических показателей; - календарный план работ, - сводная ведомость основных видов оборудования и материалов; - смета расходов по всем видам работ (в ценах первого года реализации проекта или в базовых ценах гола разработки проекта с последующей корректировкой по годам расчетного периода). Сметная стоимость геолого-разведочных работ складывается из затрат по следующим направлениям: 1) оплата проектно-сметных работ; 2) оплата полевых работ по видам и методам; 3) камеральные и технологические исследования; 4) тематические, методические картографические работы; 5) ликвидационные работы; 6) транспортировка грузов и персонала; 7) проведение экспертиз, консультаций; 8) строительство временных сооружений; 9) полевое довольствие; 10) доплаты за работу в сложных природно-климатических условиях; 11) прибыль; (Ппр=Сст-Ссс) 12) налоговые выплаты. 2.3 Проектирование поисковых работ на газ С точки зрения результатов поисково-разведочных работ на нефть и газ для каждого изучаемого района можно выделить 4 этапа: 1. Начальный этап (результаты ГРР нестабильны, надежность информации 33

невысокая, открытие крупных скоплений происходит редко); 2.«Революционный» этап (открываются крупные скопления, методика ведения работ приближается к оптимальной, прирост запасов и показатели эффективности ГРР имеют высокие значения); 1. Этап получения относительно стабильных результатов (открытие крупных объектов чередуется с открытием средних и мелких, ведется поиск новых залежей на ранее открытых месторождениях); 2. Этан снижающейся эффективности (открываются мелкие скопления, приросты запасов уменьшаются, эффективность ГРР снижается). Этот этап может продолжаться несколько лет. Для обоснованного прогноза ожидаемого прироста запасов в результате реализации проекта ГРР необходимо знать этап изученности района и иметь зависимости эффективности ГРР (прирост запасов на 1м проходки или на 1 скважину) от накопленных запасов (а) и накопленных запасов от объема проходки поисково-разведочном бурении.

Эти зависимости можно построить следующим образом. Начальные частей указанных кривых строятся по фактическим данным, излученным в результате проведения поисково-разведочных работ с момента их начала и до года составления прогноза. Сглаживание кривых осуществляется с использованием известных статистических методов. Затем с применением методов имитационного моделирования, строится правый участок кривых, который и служит исходной базой разработки проектов поисковоразведочных работ на газ и нефть. В проекте поисковых работ на и газ и нефть определяются следующие показатели: 34

Показатели

Методика определения

1. Количество площадей, вводимое в Пi= ∆Зi/зi·Кy поисковое бурение по годам расчетного периода

∆З – ожидаемый прирост запасов, устанавливаемых на основе заданной обеспеченности добычи запасами, т, м3 з – средние ожидаемые запасы одного месторождения; Ky – коэффициент успешности поисков, доли единиц. 2. Количество площадей, которые Определяется, исходя из количества должны получить поисковую оценку поисковых скважин, их глубин и цикловой скорости строительства (Vn) 3. Оптимальная доля поискового бурения в общем объеме поисковоразведочного бурения

Д цбi = Э

N n i h срi з i K yi

(1 + β i )

– число поисковых скважин, Nn необходимых для надежной оценки площади (от 2 до 5); hср –средняя глубина поисковых и разведочных скважин, м; β - доля объема поискового бурения, затрачиваемого на поиски новых залежей в пределах известных месторождений (β=0,20,5) 4. Объем поискового бурения Нni = hсрi·Пi[Кyi·Nмi+(1-Kyi)·Nнпi]·(1+βi) где Nм, Nнп – число поисковых скважин, необходимых для открытия месторождения и оценки непродуктивной площади 5. Сметная стоимость строительства Определяется на основе технических поисковых скважин проектов, строительных норм и правил, (СНиП), норм времени, тарифных ставок и т.д. 6. Коммерческая стоимость бурения H Vk = + t 0 + t пр , м/стt м + t СПО + t ПВР + t кр + t рем 123 T 14444244443 T

мес 7. Число буровых бригад и установок, Обычно ББ=БУ, бригада необходимых для выполнения геолого- вместе с установкой разведочных работ

перемещается

Эффективность поискового бурения во многом зависит от направления поисков месторождений. 35

Геолого-разведочные работы олжны проектироваться таким образом, чтобы фонд подготовленных к поисковому бурению объектов .превышал число этих объектов, вводимых в поисковое бурение. Поэтому у геологоразведочной организации появляется возможность выбора первоочередных объектов. В их число должны входить наиболее перспективные, крупные, доступные и надежно подготовленные объекты (площади). Определение оптимальной очередности ввода объектов в поисковое бурение можно осуществлять в два этапа. 1 этап. Цель - предварительное ранжирование объектов и уменьшение размерности «игры с природой». М ( Эij ) =

M (Q j ) n

Ci ∑ N n Pi

→ max

1

(математическое ожидание экономической эффективности поискового бурения, т/руб.), где M(Qj) – математическое ожидание прироста запасов; млн.т, млрд.м3; Сi – стоимость 1-ой поисковой скважины, млн.руб; Nn – число поисковых скважин; Pi – вероятность открытия месторождения первой, второй и т.д. скважиной, доли единиц; i – стратегия поисков j – состояние природы (объема запасов) Все объекты ранжируются в порядке убывания этого критерия. Явно малоэффективные стратегии отбрасываются. 2 этап. Цель - определить несколько первоочередных объектов. m

М ( Вij ) =

∑B P ij

j

1

n

Ci ∑ N n Pi 1

(математическое ожидание выигрыша) Bij – выигрыш от предстоящего освоения запасов предполагаемого месторождения при i-ой стратегии поисков и jого состояния природы, руб; Pj – вероятность нахождения объема запасов предполагаемого месторождения в определенном интервале, доли единиц. tp T Ц − K −И − K −И Kpt Knt Bij = ∑ −∑ + ∑ t qt qtt - tрг n Ti t−tpt t−tрг (1+ E) t=1 (1+ En ) t=tn+1 (1+ Ep ) t=tp+1 tn

36

Knt, Kpt, Kqt, Kti – капвложения в поиски, разведку, добычу и транспорт углеводородов до потребителя, руб; Цt – ценность продукции у потребителя, руб; Иqt, Иti – текущие издержки на добычу (без амортизационных отчислений на ВМСБ) и транспорт (без амортизационных отчислений), руб; En, Ep, Е – барьерные ставки кампаундирования и дисконтирования затрат на поиски, разведку, разработку и транспорт, и результатов эксплуатации объект, доли единиц; tn, tp, tрг – год окончания поискового бурения, разведочного бурения и расчетный год (начало эксплуатации); T – расчетный период оценки, годы. Определить параметры, входящие в эту экономическую модель, можно с использованием регрессионных уравнений. Например: 1. Cn = a0+a1h+a2S+a3hS – стоимость поисковой скважины где h – глубина скважины, км.; S – расстояние от объекта до базы ГРО, км.; a0, a1, a2, a3 – параметры уравнения регрессии. 2. Сp=Cnα - стоимость разведочной скважины, где α - коэффициент изменения стоимости разведочной скважины по сравнению с поисковой, доли единиц, 3. Np= a0n·ln·Q – число разведочных скважин. где n – число предполагаемых залежей; Q – предполагаемые запасы промышленных категорий, млн.т., млрд. м3 и т.д. Барьерные ставки должны учитывать общую ситуацию с процентными ставками, средневзвешенной стоимости капитала, уровня риска Ti другие факторы.

Где Пр – премия за риск, руб.

Еp = E +Пр Еп = Ер + Пр

Процесс поисков можно рассматривать как процесс подтверждения или опровержения научной гипотезы о нефтегазоносности данного объема осадочных отложений. Научные разработки считаются самыми рискованными (для них Еп=25%).

37

Проект инвестиций в расширение предприятия может оцениваться по ставке, соответствующей средней стоимости капитала (Е = 10 - 15%) - ввод месторождения в разработку. Ер может находиться в интервале 15 - 25%. В результате расчетов второго этапа, объекты ранжируются в порядке убывания критериев. Затем в зависимости от числа буровых установок и буровых бригад устанавливается очередность освоения этих площадей поисковым бурением. Оптимальное маневрирование производственными мощностями (в ряде случаев) может оказать влияние на величину затрат на поиски месторождений, прежде всего по статье «Транспортные расходы», «Расходы на монтажно-демонтажные работы» и другие. 2.4 Проектирование разведки газовых месторождений После открытия месторождения газа, подсчета запасов категории С2, предварительной экономической опенки значимости месторождения может быть принято решение о проведении на нем разведочных работ с целью уточнения геолого-геофизических характеристик объекта и подготовки его к вводу в промышленную эксплуатацию. Проект разведки месторождений включает: 1. Геологическое задание - изучить особенности строения месторождения в целом и отдельных залежей, определить параметры, необходимые для подсчета запасов, оценить запасы, подготовить отчет по подсчету запасов и представить на утверждение в ГКЗ РФ к определенному сроку; 2. Прирост запасов категорий C1 по каждому месторождению, заканчиваемому разведкой; 3. Величина запасов, утверждаемая ГКЗ РФ, по годам жизненного цикла проекта; 4. Количество месторождений, подготовленных к разработке; 5. Объем разведочного бурения в каждом году, по каждому месторождению и общий (Нti = hi⋅Npti); 6. Сметная стоимость строительства разведочных скважин; 7. Коммерческая скорость бурения; 8. Число буровых бригад и установок, необходимых для выполнения геологического задания. Важнейшей задачей проекта разведки нефтяного или газового месторождения является выбор сетки разведочных скважин. По охвату площади месторождения выделяют две системы разведки сгущающуюся и ползущую. 1. Сгущающаяся сетка охватывает всю площадь месторождения с последующим уплотнением. Она способствует ускорению разведки, но имеется риск попадания части скважин в законтурную зону. 38

2. Ползущая система предусматривает постепенный охват площади месторождения. Она эффективна для разведки месторождений сложного геологического строения. Сроки работ удлиняются, т.к. бурение очередных скважин зависит от результатов предыдущих. По расположению скважин выделяют три основных системы: 1. профильная (наиболее эффективна при разведке месторождений сложного строения, она позволяет наиболее полно использовать информацию по каждой скважине); 2. треугольная (скважины располагаются в вершинах равностороннего треугольника, где две скважины продуктивные; она позволяет более равномерно исследовать площадь месторождения и его разрез, но увеличивает сроки разведки, т.к. заложение последующей скважины зависит от результатов двух предыдущих); 3. кольцевая (эффективна при разведке крупных месторождений; вокруг продуктивных поисковых скважин по кольцу бурятся разведочные; не исключен риск попадания скважин за контур нефтегазоносности); По очередности вскрытия продуктивных горизонтов выделяют две системы: 1. сначала исследуют верхние горизонты, затем нижние; 2. сначала исследуют нижние горизонты, затем верхние. Первая система практически не применяется. Вторая более эффективна, т.к. основные запасы в большинстве случаев содержатся в нижних горизонтах. Выбор той или иной системы зависит от особенностей геологического строения объекта, его размеров, глубин залегания продуктивных пластов, числа залежей, проектной продолжительности работ, обусловленной необходимостью ввода месторождения в эксплуатацию, выделяемой суммы капиталовложений в разведочное бурение. Одной из важных задач оптимизации процесса разведки является определение оптимальной степени разведанности при передаче месторождения из разведки в разработку. Очевидно, что постепенное увеличение затрат на разведку от-крытого месторождения будет приводить к получению дополнительной информации, позволяющей уменьшить степень неопределенности знаний о геологическом строении объекта, качественных характеристиках продук-тивных пластов, параметрах, используемых для подсчета запасов и т.д. Это, в свою очередь, приводит к возможности составления такой тех-нологической -схемы -(проекта) разработки, реализация которой "позволяет оптимизировать процесс газоизвлечения при определенных условиях и ог-раничениях. Под оптимизацией в данном случае понимается создание ситуа-ции, при которой потери в разработке, связанные с недостаточной –изучен-ностью объекта, минимальны. К потерям в разработке относятся затраты на 39

строительство добывающих и нагнеаательных скважин, оказавшихся за кон-туром газоносности, в зонах замещения коллекторов непроницаемыми поро-дами, и которые невозможно использовать для эксплуатации объекта, а также затраты на обустройство и эксплуатацию месторождения, зависящие от фонда скважин и объема добываемой продукции. Таким образом, возможны два предельных случая: при реализации проекта разработки, составленного на основе информации, полученной на стадии поискового бурения (затраты на разведку равны нулю), потери в разработке будут максимальны; и наоборот, при максимальных затратах на разведку потери в разработке будут минимальны (близки к нулю). Использование этого метода оптимизации процесса разведки целесообразно в районах достаточно высо-кой степени изученности, где имеются месторождения, относящиеся к различ-ным классам и долгое время эксплуатирующиеся. Для этих объектов состав-ляется проект разработки при условии использования всей имеющейся инфор-мации. Этот проект считается проектом с максимальными затратами на развед-ку и нулевыми потерями в разработке. В затраты на разведку (Зр) включается стоимость разведочных скважин, а также стоимость эксплуатационных, выполнивших разведочные функции. Достоверность определения всех под-счетных параметров запасов в этом случае близка к 100%. Функция потерь в разработке (Пр) строится на основе сопоставления оптимального варианта разработки с текущим вариантом, составленным на основе информации, полученной после очередного шага разведочных работ. Кривая суммарных затрат (Зр+Пр) имеет точку минимума там, где абсолютные величины наклона кривых Зр и Пр к оси абсцисс примерно равны (рис..). По минимуму сум-марных дисконтированных Затрат на разведку и потерь в разработке определяется момент прекращения разведочных работ. Затем для месторождений определенного класса на основе построенных зависимостей определяется эластичность потерь в разработке от затрат на разведку. В этом случае цен-ность информации, получаемой на каждом шаге разведки, можно определить величиной потерь, которых удастся избежать в будущем.

40

Для месторождений, введенных в разведочное бурение, функции затрат на разведку и потерь в разработке строятся с использованием вероятностных прогнозных моделей изучаемого объекта. Сначала решается задача построения карт распределения параметров (газонасыщенной толщины, пористости, проницаемое и т.д.) по площади и разрезу объекта разведки. Затем строится вектор-функция ошибок и скалярная функиия на пространстве всех возможных вариантов разведки, функции ожидаемых затрат на разведку я потерь в разработке. Получаемые значения экономических показателей корректируются с использованием информации, полученной на хорошо изученных объектах.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Понятие запасов и ресурсов. Стоимостная оценка запасов. Признаки классификации месторождений нефти и природного газа. Характеристика месторождений. Категории запасов. Проект на производство геолого-разведочных работ. Его содержание. Порядок проектирования поисковых работ на нефть и газ. Проект разведки месторождения.

41

3. Проектирование строительства скважин 3.1 Задачи проектирования буровых работ Проектирование буровых работ решает ряд задач, связанных с созданием новых газодобывающих мощностей (эксплуатационное бурение) и воспроизводством запасов нефти или газа (разведочное бурение). Строительство скважины преследует две основные цели. Первая - это эксплуатация (для извлечения нефти, газа, конденсата) или нагнетание (воды, пара, воздуха) в заданном объеме в течение определенного и достаточно длительного срока. Вторая - это информационная, ориентированная на получение достоверной информации о строении недр н оценке нефтегазоносности региона, извлекаемых запасах, на наблюдение за водонефтяным контактом и оценку остаточной нефтегазонасыщенности продуктивного пласта. К эксплуатационному относится бурение добывающих, нагнетательных, оценочных, наблюдательных (контрольных, пьезометрических и др.), специальных поглощающих, для сброса промысловых вод и водозаборных скважин для добычи воды, идущей на цели поддержания пластового давления. К глубокому разведочному бурению на газ относится сооружение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин с целью региональных исследований, поисков и разведки газовых месторождений. Скважина создается с учетом последующего ее применения по назначению, определяемому проектом геолого-разведочных работ или технологическим проектом (схемой) разработки месторождения. Процесс создания скважины состоит из двух стадий: стадии проектирования и стадии строительства. На этих стадиях скважина выступает как предмет производства (изделие, техническое средство, объект и т.д.). В производственном применении скважина становится одним из средств производства в составе основных фондов. В виде готовой технической продукции она применяется, как правило, в составе комплексов (добычного, информационного, нагнетательного и т.д.), в которых для осуществления производственного процесса (извлечения углеводородов, получения данных и т.д.) принимают участие наземные и подземные механизмы, приборы и т д. Они имеют общее эксплуатационное назначение, но каждое в отдельности из них носит вспомогательный характер. Скважина в этих комплексах является основным техническим средством, обеспечивающим доступ в недра земли. Для успешного решения задач с помощью построенных скважин должны приниматься проектные решения, обеспечивающие высокое их качество. Под качеством скважины понимается совокупность показателей, обеспечивающих ее потребительские свойства в соответствии с целями и назначением. 42

К основному обобщающему показателю качества скважин относят надежность, т.е. способность сохранять в установленных пределах времени их использования в комплексе все параметры, обеспечивающие выполнение требуемых функций при заданных режимах, условиях технического обслуживания и ремонтах. Показатель качества отражает ряд таких свойств скважины как: • безотказность (непрерывное сохранение в течение определенного времени первоначальных параметров, например, герметичность обсадной колонны); • долговечность (сохранение работоспособности до наступления предельного состояния); • ремонтопригодность (приспособленность к предупреждению, обнаружению и устранению причин повреждений); • сохраняемость (сохранение значения безотказности и др.). Для обеспечения этих свойств, отражаемых в «задании на проектирование», разрабатываются технологии строительства, в которых функционально увязываются средства его технико-технологического оснащения (оборудование, механизмы, машины, инструмент, приборы и т.д.). Конечным результатом процесса проектирования является разработка проектно-сметной документации (пакета документов). Составление высококачественной проектно-сметной документации должно заинтересовывать буровые организации в повышении качества их конечной продукции. Это обеспечивается использованием рычагов экономического стимулирования за увеличение объемов отбора керна, выполнение обязательного комплекса промыслово-геофизических исследований, высококачественного заканчивая бурения скважин, соблюдения допустимых отклонений ствола скважины от вертикали или от расчетного положения его в проекциях на горизонтальную или вертикальную плоскости, а также допустимых пределов смещения его конечного забоя, обеспечение герметичности системы «пласт-скважина» и т.д. Таким образом, состояние проектных работ в значительной мере предопределяет уровень качества строительства скважин. В целом процесс проектирования строительства скважины содержит следующие этапы: разработка задания на проектирование; разработка технико-технологических предложений (эскизная проработка проектных решений); разработка рабочего проекта на строительство скважины с рабочей геологической и технико-технологической документацией. В задании на проектирование заказчик указывает требования к потребительским свойствам скважины (ее качеству). Качество скважин – общая забота заказчиков и подрядчиков. В задании на проектирование строительства скважины должны быть количественно охарактеризованы эксплуатационные свойства скважины, контролируемая 43

при ее приемке система показателей качества, а также методы их контроля на стадиях строительства и эксплуатации. Одним из важнейших условий составления задания является всесторонний учет инженерно-экономических и экологических последствий требований к качеству скважины. В комплекс показателей, которые определяют указанный показатель качества скважины, сформулированный в виде удельных издержек «жизнеобеспечения» скважины, могут войти дебит и долговечность скважины, стоимость ее строительства, группа показателей, влияющих на эксплуатационные издержки по поддержанию работоспособности скважины: межремонтный период и ремонтопригодность, приспособленность к предупреждению, обнаружению и устранению неисправностей путем проведения технического обслуживания и ремонта. При разработке технико-технологических решений в соответствии с требованиями заказчика по качеству скважины, изложенными в задании на проектирование, проектная организация подготавливает основные техникотехнологические предложения по процессам и операциям строительства скважин в нескольких вариантах. Например, несколько вариантов: траектории ствола скважины при заданном положении центра круга допуска относительно устья скважины; конструкции скважины; освоения скважины и т.д. При нескольких вариантах проектная организация по каждому из них разрабатывает технологические процессы строительства скважин, сравнивает их по критерию эффективности (минимум стоимости или минимум затрат времени) и выбирает оптимальный. Необходима модернизация проектирования технологических процессов строительства скважин на основе разработки и использования: системы показателей качества скважин, ориентирующей на комплексное решение проблемы повышения эффективности добычи газа; методов принятия решений при проектировании технологических процессов строительства скважин, основанных на достигнутых результатах науки и практики, обеспечивающих получение прогнозных решений согласно заданным показателям качества скважин; методов управления технологическими рисками с целью повышения надежности технологий строительства. Результаты решений этих: задач могут использоваться для стандартизации показателей качества скважин. Это позволяет сертифицировать качество построенных скважин и проектов их строительства. Наличие сертификата объективно свидетельствует о том, «кто есть кто» на рынке подрядных услуг, либо при работе в составе газовых компаний, усиливая механизм управления качеством скважин. 44

3.2. Проектно-сметная документация и ее характеристика Основным документом, используемым, при строительстве скважин, является рабочий технический проект. Он дает полное описание намечаемого к строительству объекта, включает все элементы, обосновывающие технологию и организацию процесса. В проекте предусматривается использование прогрессивной технологии, высокопроизводительного бурового оборудования, инструмента, комплексной механизации трудоемких процессов и т.д. Качественным рабочим, проектом может быть тот нормативнотехнический документ, в котором выполнены все требования потребителя (заказчика я подрядчика) с учетом регламентированных горно-геологических и других условий и нормативных ограничений (технических, экологических и др.). Качество проекта проверяется после строительства скважины на основе данных о результатах фактической реализации заложенных в нем проектных решении. Проект является нормативно-техническим документом, в котором приведены расчетные и графические материалы, определен алгоритм организации и выполнения работ по осуществлению производственного процесса строительства скважины. Проект должен быть основой оперативного взаимодействия всех служб «организаций, участвующих в процессе. Контроль его соответствия проекту и оперативное управление позволяют корректировать технологические процессы и операции в соответствии с изменением внешних условий (горно-геологических данных), и тем самым улучшать отдельные технико-экономические показателе. Успех определяется умением выбирать правильную стратегию деятельности производства с учетом вероятности возникновения в процессе строительства скважины критических ситуаций. Проект представляет собой обоснованный документ для планирования подготовки производства, последующего контроля и управления строительством скважины. Именно проектом должны закладываться технологические основы будущей эффективной работы и конкурентоспособности организаций нефтедобывающей отрасли. Проекты на бурение нефтяных и газовых скважин могут быть индивидуальными и групповыми. Индивидуальные проекты составляют на опорные, параметрические и первые три разведочные скважины на новых площадях, а групповые на группу однотипных скважин. Признаками, принимаемыми за основу для отнесения скважин к той или иной группе, являются проектная глубина (разница в глубинах не должна превышать 250 м); конструкция скважин (должно быть равное число колонн и одинаковые диаметры обсадных труб); условия проходки скважин (буримость пород, возможность осложнений в процессе бурения и др.); способ бурения (роторный» с забойным 45

двигателем); вид бурения (однорядный, многорядный, кустовой); расположение строительной площадки (суша, море, остров). В групповой проект допускается включение скважин, при строительстве которых применяются различные комплекты бурового оборудования, конструктивные узлы привышечных сооружений и энергия. В этих случаях для каждого варианта составляют отдельные спецификации бурового оборудования и привышечных сооружений с указанием номеров скважин, к которым относится каждая спецификация. В проекте отражаются географо-административные и природные условия ведения работ, особенности применяемой техники и технологии, продолжительность строительства скважины, перечень работ, связанных с ее бурением и испытанием, требования к охране труда и окружающей среды т.д. Он состоит из трех частей (см. приложение 1): Первая часть включает в себя следующие разделы: 1. общую пояснительную записку; 2. организацию строительства; 3. охрану окружающей среды. Вторая часть содержит сметную документацию (смету), прилагаемую отдельным томом. Третья часть представляет собой паспорт проекта и отражает характер нормативно-справочных и руководящих инструктивно-методических материалов, используемых при проектировании и строительстве скважины, таких как: «Правила безопасности в газовой промышленности» (2000г.); «Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на газ и нефть» (ВСН 39 - 86); «Макет рабочего проекта на строительство скважин на газ и нефть» (РД 39-0148052-537-87). ряд подразделов, являющихся основой формирования рабочего технического проекта. В первом подразделе отражаются общие технико-технологические данные, для его разработки. Во втором и третьем подразделах даются сведения в районе ведения работ. В четвертом - представлены геологические условия, характеристика разбуриваемых пород, в пятом - приводился конструкция скважины и т.д. В шестом показан профиль скважины. Задачи в области приготовления параметров бурового раствора, потребность в нем и компонентах для его приготовления приведены в седьмом подразделе. Вопросам углубления скважины посвящен восьмой подраздел, рекомендующий способы и режимы бурения, показывающий тип, расход долот, компоновку низа бурильной колонны и т.д. Затем в проекте определяются задачи по креплению скважин, производится расчет обсадных колонн, даются рекомендации по организации их спуска и цементирования. 46

Вопросы технологии и организации работ по испытанию скважин отражаются в девятом подразделе. В нем находятся данные о горизонтах; подлежащих испытанию на продуктивность в эксплуатационной колонне, продолжительность работ и т.д. В подразделах одиннадцать, двенадцать, тринадцать даются рекомендации по дефектоскопии бурового оборудования и инструмента, опрессовке бурильных труб, выбору буровой установки, приводится спецификация комплектного и дополнительного оборудования при монтаже и демонтаже буровой. Продолжительность строительства скважины, бурения по интервалам глубин находит отражение в четырнадцатом подразделе. Пятнадцатый подраздел посвящен механизации и средствам контроля процессов. Далее рассматриваются (подразделы шестнадцать и семнадцать) мероприятия по технике безопасности, промышленной санитарии, противопожарной технике, предупреждению нефтегазоводопроявлений и прочих осложнений. С ними тесно связан раздел, посвященный вопросам анализа опасности возникновения рисков в процессе строительства скважин. Второй раздел проекта связан с организацией процесса строительства скважины и включает в себя сведения о водо-, электроснабжении, транспортировки грузов, вахт наземным и воздушным транспортом.

Очень важным, имеющим высокую социальную значимость является третий раздел проекта, предлагающий ряд технико-технологических решений, направленных на предотвращение загрязнения, охрану окружающей средь. Сюда откосятся работы по утилизации отходов бурения, расчет по водопотреблению и водоотведению, сокращению вредного воздействия па атмосферный воздух, выброса вредных веществ. Предусматривается также организация контроля за состоянием природной окружающей среды и т.д. Вторая часть проекта представляет собой проектно-сметную документацию (смету), которая оформляется отдельным томом. Смета (свободный сметный расчет) определяет сумму затрат, необходимых для строительства скважины, и является основой для расчетов с заказчиком, включения договоров между буровым и нефтегазодобывающим предприятиями. Ее разрабатывают на основе данных первой части технического проекта, отражающей объемы отдельных работ, конструкцию скважины, технологию и организацию бурения, его плановую скорость и т.д. Для составления сметы используются: ♦ Строительные нормы и правила (СНиН), ♦ Сметные нормы и расценки (СНиР). включающие в себя единые районные (местные) расценки (ЕРЕР); ♦ районные нормы накладных расходов и нормы плановых накоплений; ♦ Инструкция по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. 47

Сметные нормы и расценки введены в действие с 1.01.91. (сборник 49 СНиР «Скважины на нефть и газ», сборник 48 СНиР «Скважины на нефть и газ в морских условиях), Могут использоваться сметные нормы и расценки 1984 года с перерасчетом их путем применения соответствующих индексов изменения сметной стоимости для перевода в цены 1991 г, либо укрупненные сметные нормы и расценки действующего Справочника (СУCН) на геологоразведочные работы. Сводный сметный расчет содержит одиннадцать глав (разделов), основная часть которых соответствует отдельным последовательным этапам строительства скважин (Приложение 2): • Подготовительные работы к строительству скважины (глава 1 ); • Строительно-монтажные работы (глава 2), • Бурение и крепление скважины (глава 3), • Испытание скважин на продуктивность (глава 4). Кроме того, в смету включаются затраты на промысловогеофизические работы, резерв на производство работ в зимний период, накладные расходы, плановые накопления и дополнительные затраты. В результате составления сметы определяют сметную себестоимость и сметную стоимость (цену) скважины. Сметная себестоимость строительства скважины представляет собой сумму затрат, связанных с проведением работ. Сметная стоимость включает, кроме того, плановые накопления, являющиеся прибылью бурового предприятия, которую оно получает в результате сдачи законченной -строительством скважины заказчику. Подробно затраты на строительство скважины определяются путем составления сметных расчетов по главам (разделам) сметы. Затраты на подготовительные работы к строительству скважины, отражаемые в первой главе (разделе) сметы, связаны с подготовкой площадки для монтажа буровой установки, разборкой и сборкой трубопроводов и т.д. (сметный расчет № 1.1). Во второй главе (разделе) представлены затраты на строительство и разбор вышки, привышечных сооружений, монтаж - демонтаж оборудования (сметный расчет №2.1. и 2.2). Глава третья определяет расходы на бурение (сметный расчет № 3.1) и крепление (сметный расчет №3.2.). В четвертой главе отражаются затраты на испытание скважины в сметных расчетах № 4.1-4.5. Все затраты на бурение, крепление и испытание делятся на 2 группы: зависящие от времени и зависящие от объема работ Так, в бурении (сметный расчет № 3.1, Приложение 3) к затратам, зависящим от времени, относят расходы на содержание и амортизацию бурового оборудования и инструмента; запасные части и материалы, расходуемые в процессе эксплуатации оборудования, содержание комплекта забойных двигателей, бурильных труб, энергию (электрическую двигателей 48

внутреннего сгорания); воду техническую, буровые растворы и химические реагенты; специальный транспорт, а также транспорт, используемый для перевозки материалов, расходуемых в процессе эксплуатации бурового оборудования (глина, топливо, турбобуры, запасные части и т.д.). Общая величина затрат, зависящих от времени (по сметному расчету № 3.1), деленная на плановую продолжительность бурения скважины (без крепления), дает величину, называемую стоимостью суток (часа) бурения. К затратам, зависящим от объема бурения (1м проходки) относится расход долот, износ бурильных труб и др. Их определяют умножением количества расходуемого материала, например, долот на соответствующие расценки (стоимость единицы). При креплении скважины к затратам, зависящим от времени, относятся оплата труда рабочих, содержание оборудования и амортизационные отчисления на него и др. К зависящим от объема бурения относят расходы на обсадные трубы, цемент и т.д. Промыслово-геофизические работы отражаются в пятой главе и определяются в % от 3 и 4 разделов. В главе (разделе) 6 приводятся дополнительные затраты при строительстве скважин в зимнее время (сметный расчет 6.1), определяющиеся в % от затрат па главам 1 и 2. Сумма расходов по шести разделам определяют прямые затраты (Зп) На сумму прямых затрат с учетом районной нормы накладных расходов (Z) в % начисляются накладные расходы (3н), отражаемые в главе 7. Накладные расходы делятся на административно-хозяйственные и прочие. К административно-хозяйственным расходам относятся: основная и дополнительная заработная плата руководящих работников, младшего обслуживающего персонала; отчисления на социальное страхование, командировочные расходы; подъемные и другие расходы, связанные с перемещением работников в другие районы; почтово-телеграфные, канцелярские расходы; затраты на содержание легкового транспорта, зданий и т.д. К прочим накладным расходам относятся: дополнительная заработная плата и отчисления по социальному страхованию (оплата отпусков, времени выполнения государственных и общественных обязанностей, вознаграждение за выслугу лет); коммунальные расходы (содержание жилищно-коммунального хозяйства); -содержание пожарной, военизированной и сторожевой охраны; затраты по охране труда и технике безопасности; расходы по подвозке рабочих к месту работы и обратно и т.д. На сумму прямых и накладных расходов (затрат) начисляются плановые накопления (П), являющиеся прибылью предприятия от реализации скважины (глава 8). Их норма (Н) колеблется от 8 до 30% в зависимости от условий ведения работ. 49

Прочие работы и затраты (см. приложение 2) учитываются в главе 9, а в главе 10 и 11 отражаются соответственно расходы на геолого-технический контроль и проектные работы (3пр). Данные о физических объемах отдельных, видов работ для всех сметных расчетов принимают по техническому проекту. Для определения стоимости единицы работ или материалов используют СНиП, ЕРЕР. Умножением объема работ на соответствующую расценку с добавлением затрат на транспортные услуги по каждой статье расходов, определяют сумму прямых затрат. Общая сметная стоимость скважины составляет: Sсм = С + П = (Зп + Зн + Зпр) + П где в руб.: С - сметная себестоимость скважины. Зн = Зп·Z/100; П= Н(Зп + Зн) Базисная сметная стоимость (базисная цена) скважины определенная сметой, является основой установления договорной цены между заказчиком (нефтегазодобывающим предприятием) и подрядчиком (буровой организацией). Договорные цены устанавливаются с учетом дополнительных затрат, связанных с конъюнктурой цен на рынке труда, материалов машин и оборудования с использованием индексации. Применяется система надбавок и скидок, позволяющих учитывать качество строительства скважин, степень выполнения дополнительных требований заказчика. Система надбавок и скидок к договорной цене выполненного объема работ по законченным строительством скважинам позволит создать эффективные стимулы к повышению качества строительства разведочных и эксплуатационных скважин на газ и нефть По такому же принципу формируется механизм ценообразования для субподрядных организаций, участвующих в строительстве скважин тампонажных контор, промыслово-геофизических организаций, специализированных организаций по испытанию (освоению) скважин, так как каждая из этих организаций непосредственно участвует в обеспечении некоторых их нормативных требований к качеству строительства скважин. К проекту дается приложение, содержащее задания на проектирование, заключение государственной экологической экспертизы, норму времени на продолжительность вышкомонтажных работ и т.д. К техническому проекту прилагаются также геолого-технический наряд (ГТН) чертежи профиля наклонной скважины, схема транспортных связей с указанием подъездных путей. ГТН составляют на основании данных первой части технического проекта для каждой конкретной скважины. Он является оперативным планом работы буровой бригады и определяет технологический режим процесса 50

бурения. В нем приводятся основные сведения о скважине: месторасположение, назначение, перечень бурового оборудования. Дается литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза, разбуриваемых пород, зон осложнений, указывается конструкция скважины и т.д. Б дополнение к ГТН разрабатывается режимно-технологическая карта, помогающая буровой бригаде обеспечивать скоростной процесс проходки скважины. Карта уточняет рекомендации ГТН по отработке долот на основе обобщения передового опыта лучших буровых бригад. Основным документом, определяющим продолжительность проводки скважины, является нормативная карта (наряд на производство буровых работ). Для ее составления используют данные ГТН, нормы времени на проведение различных работ. В ней указывается последовательность выполнения отдельных операций, предусмотренных технологическим процессом бурения скважины (бурение, электрометрические операции, крепление скважины и т.д.). Продолжительность бурения, определенная нормативной картой, представляет собой норму времени и служит основой определения уровня заработка буровой бригады. 3.3 Порядок проектирования буровых работ Начальным этапом проектирования разведки или разбуривания новых нефтяных (газовых) месторождений (площадей) является разработка задания на подготовку производства работ. Подготовка начинается с изучения особенностей и объемов предстоящих работ по строительству скважин. В процессе изучения определяют степень влияния природного фактора на проведение: 1) вышкостроения (рельеф местности, состояние грунта и подъездных путей, климатические условия); 2) бурения и крепления скважин (глубина залегания продуктивных горизонтов, наличие предполагаемых зон осложнений, крепость разбуриваемых пород); 3) испытания скважин (число продуктивных горизонтов, их характеристика). Технологическая подготовка охватывает проектирование всех элементов процесса строительства скважин, выбор типа бурового оборудования и режима его работы. Организационная подготовка заключается в решении вопроса о производственных мощностях, типе буровой организации и т.д. В процессе материальной подготовки предприятие обеспечивают необходимым буровым оборудованием, инструментом, материалами и другими материально-техническими средствами. Основой проведения 51

подготовки бурового производства является проект разработки месторождения (площади). В обязательный минимум подготовительных работ, без выполнения которых не разрешается начинать бурение, входят: строительство подъездного пути от магистральной дороги, жилья и культурно-бытовых объектов, складских помещений, емкостей для нефтепродуктов, мастерских, стоянок для автомашин и тракторов и др.; организация снабжения водой и электроэнергией бытовых и производственных объектов, материальнотехнического обеспечения и связи. Вопрос о расположении базы должен решаться в каждом конкретном случае на основе экономических расчетов и с учетом природных факторов. Изучение природных факторов помогает размешать жилищные и производственные объекты так, чтобы создать трудящимся более благоприятные условия жизни, труда и отдыха. При освоении новых газоносных площадей в последнее время приобретает большое значение использование передвижных баз, состоящих из вагонов-квартир, общежитий, магазина, столовой, мастерских, лабораторий и т.д., что значительно сокращает затраты на бурение скважины. В состав подготовительных работ к строительству скважин входят: определение на местности точки заложения скважины, расчистка и планировка площадки для строительства буровой, прокладка водопровода и т. д. Основным этапом проектирования буровых работ является разработка рабочего проекта (проекта процесса строительства скважины). Порядок разработки проекта отражен на рис. 1.4. В целом процесс проектирования строительства скважины составляют следующие последовательно выполняемые этапы работ: разработка «Задания на проектирование»; разработка «Технико-технологических предложений» - (эскизная проработка проектных решений); разработка рабочего проекта на строительство скважины с рабочей геологической и технико-технологической документацией. Как следует из структурной схемы, приведенной на рис. 5.4. принятые по предыдущим этапам проектные решения влияют на принятие и результаты последующих, и выступают для них в качестве граничных условий. В то же время принятие проектных решений по очередному этапу может быть основанием по корректировке решений по предыдущим этапам. В соответствии с требованиями заказчика по качеству и надежности скважины, изложенными в «Задании на проектирование», проектная организация подготавливает для обсуждения с заказчиком, подрядчиком и экспертизой основные технико-технологические предложения по процессам и операциям строительства скважины. При этом для каждого процесса или операции возможно несколько вариантов предложений. Например:

52

Технологический проект (схема) разработки Проект теологоразведочных работ

Проект обустройства месторождения

Корректировка «Задания на проектирование» «Задание на проектирование»

«Технико-технологические предложения» (эскизная проработка проектных решений)

Разработка технологических процессов строительства скважины

Выполнение инженерных расчетов и других проектных операций

Экспертиза проектных решений

Разработке «Рабочего приема на строительство скважины» Согласование и утверждение проекта

Рис. 1.4 Схема проектирования процесса строительства скважины. − несколько вариантов траектории ствола скважины при заданном положении центра круга допуска относительно устья скважины или при заданной протяженности горизонтальной части ствола скважины в продуктивном пласте; − несколько вариантов типа циркулирующего агента для вскрытия продуктивного пласта; − несколько вариантов освоения скважины; − несколько вариантов конструкции скважины и др. 53

В конечном итоге заказчик в «Задании на проектирование» указывает для проектной организации технические и технологические требования на скважину, являющиеся обязательными на всех этапах проектирования ее строительства, с учетом ограничений со стороны создаваемого комплекса или ограничений, связанных с наличием или условиями использования тех или иных ресурсов у заказчика. Специализированная - организация, осуществляющая проектирование скважин, должна провести анализ возможности создания скважины согласно требованиям «Задания на проектирование» и определить степень риска, возникающего в процессе строительства скважины. Предотвращение или уменьшение риска должно достигаться принятием в процессе проектирования проектных решений, направленных на повышение надежности процессов и операций, а также технических средств, используемых в строительстве. Проектная организация выносит на обсуждение ряд рациональных комплексных вариантов технико-технологических предложений, слагаемых из отдельных процессов и операций, которые должны: наилучшим образом обеспечивать требования заказчика по качеству и надежности скважины; обеспечивать допустимую степень риска, связанного с осложнениями и авариями при строительстве скважины; гарантировать выполнение требований по охране недр и окружающей среды. Только после того, как определена возможность реализации этих требований по качеству и надежности скважины, специализированная организация согласовывает «Задание на проектирование», задание утверждает заказчик. Оно является основанием для принятия решения о целесообразности проектирования строительства новой скважины или строительства скважины по привязке к действующему проекту на идентичных по геолого-техническим условиям площадях и месторождениях. После этого проводится разработка «Технико-технологических предложений». На их основе необходимо выполнить следующие работы: обосновать принятые проектные решения по выбору технических средств, материалов, приборов и т.п., обеспечивающих надежность и эффективность технологии с допустимой степенью риска по каждой фазе строительства скважины; оценить влияние надежности и степени риска технологии на ее эффективность; установить требования по надежности к технологиям и их реализации на каждой фазе строительства; проанализировать достаточность рекомендованных заказчиком технологических регламентов для обеспечения требуемых качества и надежности скважины.

54

Подвергнутые экспертизе и утверждению технико-технологические предложения являются основой разработки рабочего проекта и сметы на строительство скважины. После его разработки производится согласование и утверждение. Состав, порядок разработки, согласования, экспертизы и утверждения проектов устанавливаются в соответствии с: - Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ; - Регламентом состава и классификации затрат, определяющих сметные цены на строительство скважин на нефть и газ; - Положением об экспертизе проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ (ВНИИОЭНГ). Разработку проектно-сметной документации на строительство скважин проводят региональные институты - проектировщики, например, такие как «Гипровостокнефть»; НИПИ нефтегазодобывающих акционерных обществ, например, ТатНИПИ. Заказчик может передавать буровой организации функции рабочего проектирования. Одновременно с согласованием договорных цен заказчик устанавливает требования к скважинам. Основные из них определены действующими ныне рабочими проектами на строительство скважин. Однако заказчик может выдвигать и дополнительные требования к скважинам с оценкой по согласованию с буровой организацией стоимости работ, обусловленных этими дополнительными требованиями. При представлении буровой организации функций рабочего проектирования она может осуществлять разработку собственными силами или выдавать задание на проектирование институту проектировщику. Одновременно с передачей буровой организации функций рабочего проектирования, заказчик передает ей также и право оперативного изменения организационных, технических, технологических решений на всех этапах строительства скважин, при обязательном выполнении требований заказчика к скважинам и обеспечении их согласованных (договорных) потребительских свойств. При проектировании технико-технологические решения принимаются в зависимости от значимости того или иного технологического процесса или операции для качества, надежности и эффективности строительства скважины. При этом имеется возможность создания нескольких рациональных вариантов производственного процесса строительства скважины с заданными качеством и надежностью. Количественно надежность оценивают соответствующими показателями, номенклатуру которых определяют с учетом особенностей технических средств, режимов и условий их эксплуатации, и последствий отказов. Для каждого того или иного процесса определяется эффективность и допустимая степень риска при строительстве скважины. Чем меньше допустимая его степень, тем выше затраты на производственный процесс то есть имеется 55

возможность для подрядчика принять, не превышая предельной степени риска, тот вариант, который ему выгоден (прибылен) В свою очередь заказчик будет знать, - за что он платит деньги. Риск в строительстве скважин рассматривается, как угрожающее (вероятностное) событие (авария, осложнение и др.) с последствиями, не только причиняющими ущерб окружающей среде, недрам, различным материальным ценностям, но и снижающими производительность и, соответственно, экономическую эффективность буровых работ. Разработанная и утвержденная проектно-сметная документация используется при проектировании буровой организации, которая будет осуществлять строительство скважин по данным проектам. Ее размер, мощность и тип определяются в процессе организационной подготовки производства, исходя из объемов запроектированных работ согласно проекту (технологической смете) разработки месторождения. Проектом определяется общее число скважин, которые должны быть построены на месторождении (площади). В основу определения мощности и размеров бурового предприятия (организации) принимается годовой объем работ. Так, число скважин и годовая проходка могут быть установлены следующим образом: − в эксплуатационном (добывающем) бурении:

Nэ =

− в разведочном бурении:

Q , скв. q183

Нэ=Nэ·Нсэ, м Нр=∆З/Э, м Np = Нр/Нср, скв.

где Nэ, Np - число скважин, строящихся в течение года согласно проекту разработки месторождения, добывающих и разведочных, соответственно, единиц, Q - запроектированный годовой объем добычи нефти (т) или газа (1000м3); q - проектный среднесуточный дебит нефти (т), газа (1000м3) из вновь пробуренной скважины; 183 - средняя расчетная продолжительность работ новой эксплуатационной добывающей скважины в течение года, сут. Нэ, Нр - среднегодовая проходка по проекту эксплуатационного и разведочного бурения, соответственно, м; Нэс, Нрс- средняя проектная глубина бурения скважины эксплуатационной и разведочной, соответственно, м;

56

∆З - запроектированный среднегодовой прирост запасов нефти (газа) по промышленным категориям (т, 1000м3); Э - эффективность разведочного бурения, принятая на уровне прошлых периодов, т.е. разведанные запасы в тоннах (1000м3) на метр проходки. Исходя из объемов бурения, определяется среднегодовое число буровых установок (У), необходимых для выполнения запроектированных работ:

У=

Н r K об , комл.; V 12

где Нr – среднегодовая проходка (эксплуатационная или разведочная), м V – запроектированная (плановая) коммерческая скорость бурения (эксплуатационного или разведочного), м/ст-мес.; Коб – расчетный коэффициент оборачиваемости буровых установок (величина принимается в зависимости от скорости бурения), ед.; Исходя из планового годового объема проходки, числа действующих буровых установок, технологических особенностей бурения, как уже отмечалось, определяется состав и мощности подсобновспомогательных хозяйств предприятия (базы производственного обслуживания, цеха буровых растворов, пароводоцеха и т.д.). Определяется перечень предприятий и служб, оказывающих сервисные услуги (транспортное обслуживание, тампонажные работы, энергоснабжение, капитальный ремонт оборудования, геофизические исследования и др.). На основе анализа полученных данных проектируется организационно-производственная структура буровой организации. В зависимости от объема намечаемых проектом работ решается вопрос или о необходимости формирования нового предприятия (в случае разбуривания новых крупных месторождений), или увеличения мощностей, действующих буровых организаций, например, за счет создания в их составе дополнительных районных инженернотехнологических служб. 3.4 Совершенствование проектирования строительства скважин В настоящее время для оценки качества проектно-сметной документации на строительство скважин используется разработанное ВНИИОЭНГом и ВНИИБТ «Положение об оценке качества рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ». Оно разработано в соответствии с Положением об оценке качества проектно-сметной документации для строительства и должно способствовать, повышению качества проектно-сметной документации. 57

Положение направлено, прежде всего на обеспечение соответственно технических, технологических, экономических и экологических решений, принимаемых в проекте, новейшим достижениям науки, техники, передового отечественного и зарубежного опыта; рациональное' использование земли, эффективных средств охраны окружающей природной среды, исключающих загрязнение атмосферы, водоемов и почвы вредными выбросами и стоками и т.д. Согласно Положению для оценки качества проекта предусматривается использование следующих базовых характеристик: − соответствие назначения скважины объему заложенных исследований для получения геологической информации; − соответствие технических решений современному уровню с учетом фактической вооруженности техническими средствами подрядной организации; − соответствие проектных решений требованиям технологичности строительства скважины; − соответствие проектных решений требованиям по охране окружающей среды. Наряду с базовыми характеристиками для оценки качества рабочего проекта согласно Положению необходимо проводить оценку соответствия показателей рабочего проекта базовым техникоэкономическим показателям. Для этого рекомендуется использовать: сметную стоимость 1м строительства скважины, скорость бурения и металлоемкость конструкции скважины на 1м проходки. Заказчику разрешено вводить дополнительные базовые технико-экономические показатели. Также намечается дополнить действующее «Положение об оценке качества рабочего проекта на строительство скважины на нефть и газ» приложением, в котором дать общий перечень нормативных требований к качеству их строительства, что позволит обеспечить одинаковый подход в нефтегазодобывающих районах к оценке качественных характеристик проектных документов: − дополнить действующее «Положение» методическими рекомендациями по выделению базовых образцов (законченных строительством скважин) из группы аналогов для определения базовых значений технико-экономических показателей и качественных характеристик; − дополнить действующее «Положение» рекомендацией для заказчиков и проектных организаций, предусматривать в договорах на создание проектной продукции применение конкретных надбавок к их сметной стоимости при условии, если по всем качественным характеристикам принята оценка «соответствует». Основываясь на зарубежном опыте, предлагается предусматривать в проектах на строительства скважин два 58

самостоятельных раздела: бурение до кровли продуктивного пласта вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. Этот раздел проекта должен предусматривать комплекс мероприятий, обеспечивающих получение более высоких дебитов в эксплуатационных скважинах, а в разведочных, кроме того, оценку действительного прироста запасов газа и нефти и качественное вскрытие объектов с низкой проницаемостью и малыми притоками нефти. Высокое качество рабочего проекта создает необходимые предпосылки для формирования обоснованной сметной документации, которая используется в настоящее время при формировании договорной цены на строительство скважин. Для того чтобы нейтрализовать влияние монополизма буровых (строительных) организаций в регионах и отраслях на уровень договорных цен целесообразно использовать лимитные цены на строительство скважин (верхний предел цены), учитывающие народнохозяйственную и отраслевую эффективность капитальных вложений (окупаемость капитальных вложений в нормативные сроки). ВОПРОСЫ ДНЯ САМОКОНТРОЛЯ 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Задачи проектирования строительства скважин по назначению. Проект на строительство скважины. Его структура. Смета на строительство скважины (сводный сметный расчет). Характеристика документов, прилагаемых к проекту. Их характеристика. Схема (порядок) проектирования процесса строительства скважин. Проектирование и качество строительства скважин. Проектирование буровой организации (предприятия). Основные направления совершенствования проектирования в бурении.

59

4 Проектирование разработки газовых месторождений 4.1 Характеристика и особенности процесса проектирования в газонефтедобыче При проектировании разработки газовых месторождений основополагающим является принцип бережного, рационального использования сырьевых ресурсов. Проектные документы составляются на начальные балансовые запасы категории А + В + C1. При проектировании разработки месторождений и темпов их освоения необходимо руководствоваться следующими положениями: 1. решения по системам разработки и темпам их освоения принимаются при возможности использования освоенной, наиболее эффективной техники и технологии; 2. необходимо учитывать реальные производственные, экономико-географическиеи природно-климатические условия района, наличие инфраструктуры, мощности буровых и строительных организаций; 3. с целью наиболее рационального использования сырьевых ресурсов и эффективного использования производственных мощностей уровень проектной добычи и темпы отбора следует устанавливать в полном соответствии с размером запасов; 4. одновременно с технологическим проектом составляются проекты по применению методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождении или отдельных его участках; 4. при разработке проекта на разработку газовых месторождений необходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбора на основе анализа наиболее оптимального; 5. определение экологического воздействия при реализации предлагаемого проекта на окружающую среду, определение потенциального ущерба и мёр, необходимых для его снижения или предотвращения. Выбор оптимального варианта разработки нефтяного и газового месторождения производится путем сравнительного анализа выгод и затрат по вариантам за весь период разработки месторождения. 4.2 Содержание и последовательность проектирования разработки месторождений газа

отдельных

этапов

Проекты разработки месторождении составляются на основе утвержденных запасов газа, конденсата и других ценных компонентов, 60

результатов разведки и опытно-промышленной эксплуатации, данных о направлениях и объемах потребления газа, конденсата и других полезных ископаемых. Проектирование разработки месторождений ведется индивидуально по каждому месторождению. Работы проводятся в шесть этапов: 1. геологическое изучение и характеристика строения залежи, физических свойств пласта, газа, режимов работы пласта и др.; 2. гидродинамические расчеты основных технологических параметров процесса эксплуатации месторождения при различных системах разработки; 3. технико-экономическое обоснование различных вариантов системы разработки; 4. обоснование планового задания на проектирование; 5. выбор рационального варианта разработки; 6. составление уточненного проекта разработки газового месторождения. Для сокращения сроков проектирования и ввода в разработку новых нефтяных месторождений применяется двухстадийное проектирование. На первой стадии составляется предварительная технологическая схема разработки месторождения или генеральная схема для многопластовых месторождений и месторождений, имеющих несколько самостоятельных объектов разработки. На второй стадии проектирования составляется уточненный проект разработки месторождения. После составления предварительной технологической схемы разработки (генеральной схемы) начинается обустройство площади и разбуривание месторождения. Параллельно с этим составляется уточненный проект разработки, являющийся основным документом, по которому будет осуществляться вся последующая эксплуатация нефтяного месторождения. Таким образом, месторождение вводят в разработку до полного завершения работ по проектированию. В практике проектирования разработки газовых месторождений установлена следующая последовательность: после проведения геологоразведочных работ и предварительной оценки запасов по категории А+В+С1 (составляется первоначальный проект разработки. В зависимости от достоверности и надежности исходных геолого-технических параметров проектирование осуществляется: − на период опытно-промышленной эксплуатации, который охватывает весь период нарастающей добычи и первые годы периода устойчивой добычи газа; − на период промышленной эксплуатации месторождения, который включает полностью периоды нарастающей и устойчивой добычи; − на весь срок эксплуатации газового месторождения. 61

При составлении уточненных проектов оптимизируют продолжительность основного периода газового месторождения. Основные технико-экономические показатели разработки месторождения предварительно оцениваются на первые 10 лет. В процессе уточнения проектных исходных данных пересчитываются и уточняются все техникоэкономические показатели. Главными вопросами, подлежащими детальному техникоэкономическому обоснованию, являются: − определение времени перехода месторождения на падающую добычу; − определение времени прекращения эксплуатации месторождения. 4.3 Экономические критерии и показатели оценки вариантов разработки газового месторождения В основе выбора оптимального варианта разработки месторождения . лежит оценка его экономической эффективности. Эффективность проекта определяется по общепринятым (ст.1,5) критериям, таким как: − чистая текущая стоимость (NPV); − внутренняя норма рентабельности (IRR); − индекс доходности (ИД); − срок окупаемости вложений (Ток); − коэффициент «выгоды/затраты». Экономическая оценка нефтяных и нефтегазовых месторождений строится с учетом полноты, качества и комплектности использования их запасов при заданном уровне оптовых цен и других ограничениях, связанных с технологическими возможностями предприятий, правилами ведения горных работ, охраны окружающей среды и т.д. Критерии конкретизируются системой показателей. К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектных систем разработки газовых месторождений, относятся общие и удельные капитальные вложения, общие эксплуатационные расходы и себестоимость добычи м3 газа, суммарные (капитальные и эксплуатационные) затраты. , В качестве основных технологических параметров, влияющих на уровень и динамику экономических показателей, принимаются: − объем добычи газа (уровни и динамика отборов); − фонд эксплуатационных и нагнетательных скважин; − глубина скважин; − производительность скважин при различных способах эксплуатации; − добыча газа и извлекаемых в промышленных масштабах попутных компонентов; − объем закачки рабочего агента, давление нагнетания, перепады давления; 62

− число среднедействующих скважин. Расчет экономических показателей производится в соответствии с проектируемыми уровнями и динамикой технологических показателей по вариантам, предлагаемым для конкретного месторождения. При этом используются нормативы, установленные по группам затрат с учетом технологических факторов, геологических условий по различным направлениям (приложение 3, 4). Для расчета технико-экономических показателей широко используются различного рода математические, графические и другие средства, отражающие количественную связь экономических показателей с технологическими особенностями вариантов разработки месторождений. В состав предстоящих капитальных вложений входят: − затраты на создание вновь вводимых основных производственных фондов проектируемых объектов. К ним относится бурение эксплуатационных и вспомогательных скважин; объемы промыслового обустройства (сбор и транспорт нефти, сбор и транспорт газа, автоматизация технологических процессов, энергоснабжение связь, очистные сооружения, производственные базы, дороги и прочие объекты); новые методы повышения газоотдачи; оборудование, не входящее в сметы строек; − будущие капитальные вложения в геолого-поисковые и геологоразведочные работы в тех случаях, когда возникает необходимость в доразведке месторождения; − вложения в ответвления железных дорог, подъездные пути, отводы от трубопроводов и другие транспортные средства и сооружения, предназначенные для удовлетворения транспортных нужд; − капитальные вложения на создание и прирост оборотных производственных фондов (в том случае, если оборотные фонды оказывают достаточно существенное влияние на величину экономических показателей); − затраты на простое воспроизводство основных производственных фондов, выбывающих в течение расчетного срока из-за физического или морального износа; − затраты на строительство объектов производственной инфраструктуры в той мере, в которой необходимость в них обусловлена развитием конкретного района (месторасположения проектируемого месторождения). Расчет капитальных вложений в разведку месторождений газа, эксплуатационное бурение и промысловое обустройство основываются на объемных показателях, сметной стоимости метра проходки и нормативах капитальных вложений по направлениям, утвержденным Минтопэнерго (приложение 3). Могут использоваться и действующие в газодобывающих регионах местные нормативы 63

капитальных вложений, учитывающие специфику района и условия разработки месторождения. Капитальные вложения на создание инфраструктуры по газодобывающему району в целом и их долю, относимую на каждое месторождение, определяют по материалам комплексной программы освоения и развития района. В проектах разработки газовых, месторождений участвуют капитальные вложения на бурение скважин, наземное оборудование скважин, шлейфы, коллекторы и конденсатопроводы, установки сбора и промысловой обработки газа, дороги, водоводы, объекты общепромыслового назначения, дожимные компрессорные станции и прочие объекты. В составе предстоящих эксплуатационных расходов учитываются: − расходы на электроэнергию по извлечению нефти и газа; − расходы по искусственному воздействию на пласт; − расходы по оплате труда; − амортизацию скважин; − расходы по сбору и транспортировке нефти и газа; − расходы по технологической подготовке нефти; − расходы на содержание и эксплуатацию оборудования; − общепроизводственные расходы. Все эксплуатационные затраты, в зависимости от особенностей влияния на них технологических факторов разработки, определяются в следующие группы исходя из статей затрат калькуляционного листа: затраты на обслуживание скважин, зависящие от количества действующих эксплуатационных (нефтяных) скважин (заработная плата производственных рабочих, отчисления на соцстрах, общепроизводственные и прочие (без ГРР) расходы, расходы на подготовку и освоение производства, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (без амортизации прочих основных средств); затраты, зависящие от механизированной добычи жидкости (энергетические расходы); затраты, зависящие от закачки рабочего агента в пласт (расходы по искусственному воздействию на пласт без амортизации нагнетательных скважин и прочих основных средств цеха ППД); затраты, зависящие от добычи жидкости (расходы по сбору и транспортировке нефти без амортизации); затраты, зависящие от объема деэмульсированной жидкости (расходы по технологической подготовке нефти без амортизации); затраты по сбору и транспортировке газа (без амортизации), зависящие от объема добычи попутного газа. Для определения величины затрат используется система нормативов (приложение 4).

64

4.4 Методы и порядок расчета экономических показателей Технико-экономические показатели разработки (разбуривания) месторождения.

определяются

по

годам

4.4.1 Капитальные вложения. 1. В бурение добывающих скважин. Кбурi=Кскв·Nсквi где Кбурi - капитальные вложения в бурение добывающих скважин; Кскв - стоимость бурения одной скважины, тыс.руб.; . Nсквi - ввод скважин из бурения в i-ом году; i - индекс текущего года. Итого капитальных вложений в бурение добывающих скважин, Т

К бур = ∑ К бурi t =1

где Т -

продолжительность периода разработки.

2. В промысловое обустройство. Оборудование дли предприятий газодобычи Kонi=Кн·Nдоб.i где

Конi

- капитальные вложения на приобретение оборудования для газодобычи; Кн - удельные капитальные вложения в оборудование предприятий газодобычи, не входящих в сметы строек, тыс.руб./доб.скв. i ввод добывающих скважин из бурения в году i.

Сбор и транспорт газа КCеi=КСТ·Nдобi где КCei - капитальные вложения в сбор и транспорт газа в году i; КСТ - удельные капитальные вложения в сбор и транспорт газа, тыс. руб./доб.скв. Комплексная автоматизация технологических процессов Каi=КаТ·Nдобi 65

где Каi – капитальные вложения в комплексную автоматизацию в году i; КаТ - удельные капитальные вложения в комплексную автоматизацию, тыс.руб./доб.скв. Электроснабжения и связь Кэсi =Кэc· Nдобi где

Кэсi – капитальные вложения в электроснабжение и связь в году i; Кэс – удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, тыс./руб./доб.скв.

Водоснабжение промышленных объектов Кпвi = КПВ· Nдобi где

КПВi – капитальные вложения в промводоснабжение; КПВ – удельные капитальные вложения в промводоснабжение, тыс.руб/доб.скв

Базы производственного обслуживания КБПОi = КБО· Nдобi где КБПОi – капитальные вложения в БПО в году i; КБО – удельные капитальные вложения в БПО, тыс.руб/доб.скв. Автодорожное строительство Кадi = Кад·Nдоб.i где

Кадi – капитальные вложение в строительство дорог в году i; Кад – удельные капитальные вложения в строительство дорог, тыс.руб.доб.скв.

Оборудование для прочих организаций не входящее в сметы строек Кдрi = К·Nдоб.i ·alпроч, где alпроч. – доля затрат для прочих организаций, доли ед; Кдрi – капитальные вложение в оборудование для прочих организаций в году i; 66

Заводнение нефтяных пластов Кзавi = Кзав·Nнагi, где

Кзавi – капитальные вложение в заводнение нефтяных пластов году i; Кзав – удельные капитальные вложения в заводнение, тыс.руб./наг.скв. Nнаг.i – ввод нагнетальных скважин в году i.

Технологическая подготовка нефти КТПi=КТП·Qi где КТПi - капитальные вложение, направленные на технологическую подготовку нефти в году i; КТП – удельные капитальные вложения, направленные на технологическую подготовку нефти, руб./т; Qi – прирост добычи нефти в году i, тыс. т. Очистные сооружения Коч.i = Коч·Qоч.i где Kоч.i – удельные капитальные вложения в очистные сооружения в году i; Kоч. – удельные капитальные вложения вводимой суточной мощности, руб./т.; Qоч.i – вводимая мощность по очистке в году i. Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения Кмунi = Кмун·Nмунi, где Кмунi – капитальные вложения для методов увеличения нефтеизвлечения в году i; Kмун – стоимость спецоборудования установки для закачки рабочего агента, тыс.руб; Nмунi – ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i. Прочие объекты Kni = (Kдр.i + Kзав.i + KТПi + Kоч.i + Kмунi - KН · Nдоб.i) · An где Kni – капитальные вложения в прочие объекты промыслового обустройства в году i; An – доля затрат в прочие объекты в промысловое обустройство, доли.ед. 67

Итого капитальных вложений в промысловое обустройство КПоi = КОнi + КСтi + Каi + КЭсi + КПВi + КБПОi + Кадi + Кдрi + + Кзавi + КТПi + Кочi + Кмунi + Кni 3. В природоохранные мероприятия Кохрi = (Kбурi+KПОi)·αохр где Kохрi - капитальные вложения в природоохранные мероприятия в году i; αохр - доля затрат на природоохранные мероприятия в суммарных капитальных вложениях, доли ед. Всего капитальных вложений Ксумi=Кбурi+КПОi+Кохрi, Т

К сум = ∑ К сумi t =1

где Ксумi – всего капитальных вложений в разработку за весь период. 4.4.2 Эксплуатационные затраты 1. Текущие затраты. Обслуживание газовых скважин (включая общепроизводственные затраты) Sобi = Sоб ·Nдi где Soбi - текущие затраты на обслуживание действующего фонда добывающих скважин в году i; Soб - норматив текущих затрат по обслуживанию действующего фонда скважин, тыс. руб./скв. Ид - действующий фонд скважин в году i. Nдi – действующий фонд скважин в году i/ Обслуживание нагнетательных скважин Sнагi = Sнаг · Ni где Sнагi -текущие затраты на обслуживание нагнетательных скважин в году i;

68

Sнаг – норматив текущих затрат по обслуживанию нагнетательных скважин, тыс.руб./скв. Nнагi – количество нагнетательных скважин Сбор и транспорт газа SсбТi = SсбТ · Qжi где SсбТi - текущие затраты на сбор и транспорт нефти в году i; SсбТ - норматив текущих затрат на сбор и транспорт, руб.тыс.т.ж. Qжi - добыча жидкости в году i. Технологическая подготовка нефти SТПi = SТП · QжПi где SТПi - текущие затраты на технологическую подготовку нефти в году i; SТП - норматив текущих затрат на технологическую подготовку нефти, рубУтыс.т.ж.; QжПi - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку нефти в году i, тыс.т. Энергетические затраты на извлечение жидкости Sэнi = Bмех · CТкВт·ч · Qмехi , где Sэнi - текущие затраты энерги на извлечение жидкости в году i; Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости механическим способом, кВт/ч/т.ж. Qмехi - объем добычи жидкости механическим способом в году i, тыс.т. Энергетические затраты на закачку воды Sэнзi = (Bзак · CТкВт·ч + Cв) · Qзакi где Sэнзi- энергетические затраты на закачку воды в году i; Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт/ч/м3; Св - стоимость воды, руб/м; Qзакi - объем закачки воды в году i. Затраты на применение методов увеличения нефтеотдачи Sмунi = Sмун · Pмунi где Sмунi - затраты на применение МУН в году i; Sмун - стоимость закачки реагента или скважино-операции; 69

Pмунi - объем реагента. Итого текущих затрат Sтекi = Sобi + Sнагi + SсбТi + SТПi + Sэнi + Sэнзi + Sмунi + Sремi 2. Амортизационные отчисления. Амортизационные отчисления на реновацию скважин

Аскв.i =

Фскв.i ⋅ N аскв 100

где Фскв.i -среднегодовая стоимость основных фондов (скважин) в году i; Nаскв - норма амортизационных отчислений на реновацию скважин Амортизационные обустройства

отчисления

Апрi =

на

реновацию

объектов

Фпрi ⋅ N апрi 100

где Фпрi - среднегодовая стоимость прочих основных фондов в году i; Nапрi - норма амортизационных отчислений на реновацию объектов обустройства. Итого амортизационных отчислений Аофi = Фсквi + Апрi Всего за весь период Т

А = ∑ Аофi t =1

Всего эксплуатационных затрат Si = Sтекi + Sплатi + Aофi Эксплуатационные затраты за весь период Т

S = ∑ Si t =1

70

2. Платежи и налоги, включаемые в себестоимость газа (Sплатi) − 1) 2) 3) 4) 5) − 1) 2) 3) 4) 5) − − 1)

Платежи и налоги, отчисляемые во внебюджетные фонды: от цен на нефть без НДС, акциза дорожный фонд, % воспроизводство минерально-сырьевой базы, % страховой фонд, % плата за недра, % жилищный фонд, % от фонда оплаты труда государственный фонд занятости, % пенсионный фонд, % фонд социального страхования, % фонд медицинского страхования, % отчисления на транспорт, % от затрат на добычу нефти 1)фонд НИОКР от площади месторождения плата за землю, руб./га. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ

1. Принципы и положения проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. 2. Основные этапы и последовательность проектирования нефтяных и газовых месторождений. 3. Основные экономические показатели эффективности проектной системы разработки и технологические параметры, влияющие на их уровень. 4. Порядок определения (расчета) капитальных вложений в проект. 5. Порядок определения (расчета) эксплуатационных затрат при проектировании. 6. Характеристика нормативов, применяемых при определении капитальных вложений. 7. Методы определения текущих затрат при проектировании. 8. Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти при проектировании.

71

5 Проектирование трубопроводов

строительства

магистральных

5.1 Этапы проектирования и их характеристика Проектирование магистральных газонефтепроводов представляет собой сложный комплекс работ, включающий предварительный сбор, изучение и обобщение различной информации, проведение большого объема полевых работ, принятие и согласование решений, связанных с выбором конфигурации линейной части трассы, переходов через естественные и искусственные препятствия, площадок для сооружения компрессорных и насосных станций, установлением закономерностей природо-грунтовых факторов и их взаимодействия с проектируемыми объектами. Действующими методическими документами предусмотрено, что главным предпроектным документом, в котором обосновывается перечень, экономическая эффективность и техническая возможность проектирования и строительства объектов трубопроводного транспорта, являются стратегия развития и размещения газовой, газоперерабатывающей и химической промышленности. В составе этих документов разрабатываются материалы с необходимыми расчетами, которые обосновывают целесообразность проектирования, строительства, расширения или реконструкции трубопроводов и имеющихся на нем объектов, а также основные технико-экономические показатели, характеризующие эти работы. Они должны предусматривать максимальное использование действующих магистральных газонефтепроводов с учетом их расширения, имея в виду, что данные направления - наиболее эффективный путь увеличения производственных мощностей. В процессе их разработки определяется потребность в нефти и газе по экономическим районам, тяготеющим к трассе, оцениваются направления их использования путем анализа существующих и перспективных топливноэнергетических балансов и прогрессивных норм расхода различных видов топлива для производства продукции по наиболее топливоемким отраслям промышленности. Важным является установление конкретных нефтяных и газовых месторождений, питающих предполагаемые к сооружению трубопроводы. Учитывая все указанные факторы, составляется наиболее рациональная схема потоков газа, по которой в дальнейшем осуществляется проектирование объектов транспорта. Помимо стратегии развития на предпроектной стадии разрабатывается технико-экономическое обоснование (ТЭО), поскольку магистральные газопроводы относятся к числу крупных и сложных инженерных сооружений. В этом разделе определяется роль данного 72

объекта в удовлетворении потребности народного хозяйства в сырье и топливе, исследуются существующие и перспективные балансы потребления газа по основным потребителям, направления использования и схемы переработки ГПЗ, дается обоснование оптимальной проектной мощности газопроводов, сопоставляются экономические показатели доставки гапродуктов различными видами транспорта, эффективность замены газом других видов топлива и использования его в качестве сырья для химической промышленности, определяют ориентировочные сроки сооружения объектов. Техникоэкономическое обоснование представляет собой пояснительную записку, содержащую характеристику сырьевой базы (месторождения или их группы), возможные сроки ее освоения и поэтапной эксплуатации, перспективы использования продукта первоочередными и потенциальными потребителями с учетом неравномерности спроса на газ и газопродукты, параметры трубопроводов, оптимальные направления трасс (по предварительным данным), данные о необходимых материальных и финансовых ресурсах, показатели режима эксплуатации, преимущества перед другими источниками топливоснабжения и промышленной переработки. На этой стадии изыскания сводятся в основном к камеральному трассированию и оптимизации трубопроводов по имеющимся картам. Характеристики предполагаемых районов, по которым пройдет трубопровод, естественных и искусственных препятствий заимствуют из фондовых или литературных источников. При необходимости проводят аэровизуальное обследование наиболее сложных участков и конкурентных вариантов. Состав и содержание ТЭО зависит от особенностей проектируемого объекта. Так, например, в одних случаях основной задачей при сооружении газопровода является определение его оптимальной мощности, поскольку направление определено в генеральной схеме, в других установление генерального направления магистрали составляет главную задачу ТЭО. Одной из важнейших задач ТЭО является определение основных технико-экономических показателей, к числу которых относятся объемы капитальных вложений с учетом сопряженных затрат в смежные отрасли промышленности, численность работников, производительность труда, ориентировочный размер себестоимости транспорта газа, удельные расходы топлива, электроэнергии и других ресурсов, а также показатели, характеризующие экономическую эффективность капитальных вложений. Указанные показатели и ряд других в рамках ТЭО сопоставляются с аналогичными показателями зарубежных газопроводов. В случае необходимости в данном разделе даются рекомендации на проведение научных исследований, обусловленных уникальными условиями прокладки трубопроводов (вечная мерзлота, крайне низкие температуры и др.). При разработке ТЭО проводится принципиальное согласование 73

общего направления и альтернативных вариантов с Госгортехнадзором (по пересекаемым площадкам с залежами полезных ископаемых), Минсельхозом (по вопросам пересечения территорий мелиорации и орошения) и другими заинтересованными организациями. Намечают площадки основных сооружений трубопровода, подлежащие впоследствии выбору и согласованию на местности. Технико-экономическое обоснование проходит экспертизу и после этого заказчик, основываясь на ТЭО выдает одному из специализированных проектных институтов задание на проектирование магистрального трубопровода. Институт в этом случае становится генеральным проектировщиком. В задании находит отражение следующая информация: наименование начального и конечного пунктов трубопровода; пропускная способность трубопровода с учетом перспективы роста нагрузки (на 15 лет и более); состав газа и его характеристики, которые предполагается последовательно перекачивать по трубопроводу; перечень населенных пунктов, количество газа, предназначенного для попутного сброса; материалы выбора площадок основных сооружений по трассе; основные требования по автоматизации и телемеханизации процессов перекачки; сроки начала строительства трубопровода и этапы его развития; генеральная подрядная строительная организация; стадии и сроки проектирования; особые требования заказчика. В соответствии с действующим порядком проектирование осуществляется в одну или две стадии. Одностадийное проектирование используется в том случае, когда предполагается сооружение объектов, строительство которых может быть осуществлено по типовым и ранее использовавшимся индивидуальным проектам, а также для технически несложных строек. В этом случае разрабатывается рабочий проект. В остальных случаях проектирование осуществляется в две стадии, предусматривающие разработку проекта и рабочей документации. В составе проекта (и рабочего проекта) имеется сметная документация. В проект закладываются и разрабатываются главные технологические и конструктивные решения, определяется окончательная стоимость объекта. Он в соответствии с действующими документами, регламентирующими порядок оформления проектно-сметной документации, должен включать следующие разделы: общую пояснительную записку, которая содержит все основные характеристики комплекса проектируемых сооружений, освещаются все вопросы, связанные с расчетом параметров трубопроводов, строительством и последующей эксплуатацией; 74

технико-экономическую часть, содержащую анализ конкретных исходных данных проектируемой системы и технико-экономические показатели ее работы; технологическую, отражающую особенности технологических процессов, осуществляемых на газопроводов и запроектированного технологического оборудования; линейную часть трубопровода, содержащую чертежи схем, укрупненных планов и профилей участков трассы и крупных переходов; линейные сооружения, сопутствующие трубопроводу: электрохимзащита, линии и сооружения связи, защитные сооружения и транспортные коммуникации вдоль трассы трубопровода; проекты строительства наземных сооружений: компрессорных и газораспределительных станций газопроводов, головных и промежуточных насосных станций, ремонтно-эксплуатационных пунктов и др. Представлены эти вопросы в виде короткой пояснительной записки и графического материала. Изыскания, проводимые на этой стадии, включают: подбор наиболее крупного масштаба исходного картографического и аэросъемочного материала; камеральное трассирование и отбор вариантов для детального обследования; аэрофотосъемку по наиболее конкурентоспособным вариантам трассы; окончательный выбор створов переходов через крупные реки и болота, водозаборов, строительных баз, водопроводных и канализационных сооружений; топографическую съемку и разбуривание площадок под сооружения а участков многониточных переходов через водные преграды. Особенно ответственны и важны указанные изыскания в том случае, когда главным ограничением в выборе трассы и площадок для строительства объектов являются геологические условия, влияющие на прочность трубопровода, характер его эксплуатации. Особые трудности возникают при прокладке газопроводов на участках многолетней мерзлоты. Используя полученные в результате проведенных работ характеристики, в процессе разработки проекта, дают оценку предполагаемым вариантам трассы по физическим показателям, сметной стоимости и делают окончательное заключение о наиболее эффективном варианте. На этом этапе проводят окончательные согласования с землепользователями, ведомствами, чьи коммуникации пересекаются, с бассейновым управлением, управлением водного хозяйства и мелиорации и другими организациями. 75

Состав сметной документации проекта (рабочего проекта) представлен сметно-финансовым расчетом (СФР) сводом затрат, объектными и локальными сметами, а также сметами на проектные и изыскательские работы. Сводный сметно-финансовый расчет включает разновидности затрат, такие как: подготовка территории строительства; основные объекты строительства; объекты основного и обслуживающего назначения и т.д. Помимо этого, в сводном сметно-финансовом расчете находят отражение расходы по сносу или переносу зданий и сооружений, расположенных на отводимом участке, по возмещению убытков землепользователям и потерь сельскохозяйственного производства при изъятии земель, по возмещению убытков осуществлением других мероприятий, связанных с нарушением природной среды, а также средства на рекультивацию земельных участков, предоставленных во временное пользование. Отдельной строкой в СФР должны быть учтены резерв средств на непредвиденные работы и затраты (для газопроводов 10% от общей сметной стоимости). Утвержденная сметная стоимость является лимитом денежных средств на весь период строительства. На техническое перевооружение объектов или сооружений трубопровода должен разрабатываться техно-рабочий проект в необходимом объеме. Задание на проектирование перевооружения составляется дирекцией действующего с участием генеральной проектной организации, на утвержденного плана организационнотехнических обеспечивающего прирост мощности и повышение эффективности действующего производства. Утверждается оно руководителем предприятия или организации. Когда техническое перевооружение действующего предприятия состоит лишь в замене или приобретении нового технологического оборудования, объем проекта ограничивается заказной спецификацией, сметой, запиской, содержащей обоснование эффективности работ, рабочими монтажными и другими чертежами. Техно-рабочие проекты на техническое перевооружение подвергаются экспертизе в общеустановленном порядке до их утверждения. Рабочий проект на техническое перевооружение разрабатывается для отдельных объектов или видов работ. В его составе имеется пояснительная записка, содержащая характеристику объекта, намечаемые решения по внедрению новой техники, технологии, их эффективность, основные технико-экономические показатели, данные о потребности в материально-технических ресурсах. Кроме этого, в рабочем проекте имеется сметно-финансовый расчет, паспорт, рабочая 76

документация, заказные спецификации на оборудование, сметы. Если продолжительность строительства объекта или сооружения превышает два года, то проекты (рабочие проекты) должны разрабатываться не в целом, а лишь на первую очередь. Проектирование остальных очередей проводится одновременно со строительством предыдущей очереди с тем, чтобы необходимая проектно-сметная документация была бы подготовлена до начала строительства соответствующей очереди не менее чем за шесть месяцев. Рабочая документация к проекту состоит из рабочих чертежей и смет на отдельные объекты и сооружения трубопровода. При двухстадийном проектировании она разрабатывается после утверждения проекта. Рабочие чертежи - это та техническая документация, с которой приходится иметь дело исполнителям строительно-монтажных работ. На этой стадий осуществляется окончательный инструментальный вынос в натуру трассы трубопровода с одновременными детальными изысканиями. Работы носят локальный характер и состоят в основном в уточнении конструктивных решений по трубопроводу, заложенных в проекте. Комплект рабочих чертежей линейной части магистрального трубопровода обычно включает следующие материалы: перечень действующих чертежей; укрупненную технологическую схему трассы трубопровода; чертежи трассы трубопровода по десятикилометровым участкам. Помимо этого, в рабочей документации должны быть рассчитаны затраты труда, расходы основных стройматериалов, изделий, конструкций, составлены спецификации, а по ряду разновидностей оборудования также и опросные листы и габаритные чертежи. При нормативных сроках строительства до двух лет рабочая документация разрабатывается и выдается заказчику в целом на весь объект (на всю стройку). Рабочие чертежи служат основой составления объектных и локальных смет, в которых рассчитывается сметная стоимость отдельных объектов, их частей и видов работ. Ее величину определяют по укрупненным нормам, расценкам и привязанным к местным условиям строительства сметам к типовым и повторно используемым проектам, а при отсутствии этих норм - по единичным нормам и ценникам. В ряде случаев имеется возможность и представляется целесообразным начинать эксплуатацию не всего трубопровода в целом, а его части - пускового комплекса. При его выделении в него включается объекты основного производственного назначения (линейной части, КС, НС) и вспомогательного, обслуживающего производства, энергетического транспортного хозяйства, связи, очистных сооружений, предусмотренных проектом. 77

Одним из обязательных разделов проекта магистрального трубопровода является проект организации строительства (ПОС). Его разрабатывает проектная организация в объеме, предусмотренным «Инструкцией по разработке проектов организации строительства и проектов производства работ». В данном разделе содержится информация об организационной схеме строительства, способах транспортировки оборудования, материалов на трассу или площадки, выбранные для КС и НС, о необходимом объеме подготовительных работ с учетом календарного плана строительства, рекомендуемые методы производства и механизации работ. Разработка ПОС осуществляется проектной организацией. Он подлежит согласованию с генеральной подрядной строительномонтажной организацией. Проектные организации осуществляют надзор за строительством на протяжении всего периода сооружения и приемки в эксплуатацию законченных объектов. Он проводится с целью − проверки соответствия выполненных работ проектным решениям и сметным расчетам; − контроля качества строительно-монтажных работ; − разработки предложений по сокращению стоимости, продолжительности и улучшению качества строительства. Детальное конкретное руководство всех сторон организации и технологии строительно-монтажных работ содержится в проекте производства работ (ППР). Он разрабатывается строительномонтажными организациями за счет накладных расходов. Для магистрального трубопровода он включает: сводный календарный план; календарный план строительства линейной части; календарный план подготовительных работ; график поступления труб и других материалов; график комплектации рабочей силы; график работы основных машин и механизмов; строительный генеральный план с нанесением ближайших населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железнодорожных станций, пунктов связи и др.; технологические карты на основные производственные операции; мероприятия по технике безопасности. Все разделы ППР включаются в сводную пояснительную записку, в которой отражаются объемы и графики буровзрывных работ и др. 5.2 Организация работ по проектированию трубопроводов Проектные и изыскательские работы выполняются на основании договоров, которые заключают предприятия или организации (заказчики) с проектными организациями. При участии в разработке 78

проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений нескольких специализированных проектных и изыскательских организаций назначается генеральный проектировщик, который, как правило, разрабатывает технологическую часть проекта. В соответствии с положением о проектной организации - генеральном проектировщике он обязан: − участвовать в разработке вопросов экономической целесообразности и хозяйственной необходимости проектирования и строительства крупных и сложных сооружений, к числу которых относятся и трубопроводы; − участвовать в составлении задания на проектирование, выборе площадки для строительства и подготовке для этого необходимых материалов; − определять объемы и стоимость' проектных и изыскательских работ и заключать с заказчиками договоры на эти работы; − подготавливать и выдавать субподрядным проектным организациям задания на разработку проектов, рабочих чертежей и производство изысканий; − выдавать заказчику технические требования на разработку специального нового технологического оборудования; − координировать работу субподрядных проектных организаций и увязывать все части проекта; − составлять заказные спецификации и заявочные ведомости на оборудование и материалы; − составлять сводные сметы и другую сметную документацию; − разрабатывать проекты и рабочие чертежи в соответствии с заданием на проектирование; − защищать совместно с субподрядными организациями проект в экспертизных и утверждающих организациях. По каждому проектируемому объекту генеральный проектировщик или любая другая субподрядная специализированная проектная организация назначает главного инженера проекта, который несет ответственность за проект в целом (или за раздел проекта). Обычно на него возлагаются следующие задачи: 1. согласование вопросов строительства со всеми заинтересованными организациями и организация сбора данных для проектирования; 2. выбор площадки для строительства объекта и организации производства полевых я трассировочных работ; 3. организация геологических, гидрологических и других специальных работ и обследований; 4. контроль за составлением комплексных проектов по всем стадиям проектирования; 5. защита разработанных проектов в экспертируюших и утверждающих организациях. 79

Проектные организации и должностные лица, участвующие в выполнении отдельных работ, несут ответственность за экономичность, надежность, безопасность, долговечность запроектированных объектов, полноту и эффективность предусмотренных в проектах мероприятий по охране здоровья трудящихся и окружающей природной среды, за соответствие мощностей и других технико-экономических показателей, введенных в эксплуатацию объектов мощностям и показателям, приведенным в проектах. Научно-исследовательская организация несет ответственность за соответствие разработанных ими исходных показателей, для проектирования, характеризующих новые технологические процессы, оборудование и материалы передовым достижениям научно-технического прогресса в соответствующих областях. Задание на проектирование составляется заказчиком проекта с привлечением генерального проектировщика. Основой для этого документа является технико-экономическое обоснование и материалы, содержащиеся в генеральных схемах развития и размещения нефтяной и газовой промышленности. Разработанную проектно-сметную документацию генеральный проектировщик направляет на экспертизу и утверждение в организацию, выдавшей задание на проектирование. Перед этим проектные решения согласовываются с органами государственного надзора. В случае необходимости проектная организация вносит в комплекс проектных документов изменения и дополнения по замечаниям генеральной подрядной организации. Утвержденная проектно-сметная документация в дальнейшем является основанием для планирования и финансирования строительства объекта, заказа основного оборудования и заключения необходимых договоров на проведение строительно-монтажных работ. 5.3 Экономическое обоснование трассы и схемы транспортировки газа, нефти по трубопроводам Магистральные трубопроводы - сложные инженерные сооружения, состоящие из линейной части, головных сооружений, промежуточных компрессорных или перекачивающих станций, линий связи, установок катодной, протекторной зашиты и др. Основная часть магистрали - линейная часть, в состав которой входят непосредственно трубопровод и отводы от него. Каждый участок трубопровода укладывается не местности с различными физико-географическими, топографическими, гидрогеологическими условиями, влияющими на капитальные затраты, необходимые для его сооружения. Следовательно, перед проектной организацией при выборе трассы стоит задача так наметить линейную часть трубопровода, чтобы трасса была наиболее выгодной е экономическом отношении, создавала бы условия для выполнения строительных и монтажных работ наиболее 80

простым способом и обеспечивала наилучшие условия эксплуатации трубопровода. Положение трассы на местности определяется экономическими, эксплуатационными и строительными факторами. На определение генерального направления трассы основное влияние оказывают экономические факторы, в число которых входит: − рациональная потребность в транспортируемом продукте районов, примыкающих к магистральному трубопроводу; − запасы газа в рассматриваемых месторождениях и годовые отборы; − затраты на строительство и эксплуатацию магистрали и эффективность данного вида транспорта по сравнению с другими. По выбранному направлению на проектные решения оказывают влияние строительные и эксплуатационные факторы. К строительным относятся: протяженность трассы, объем подготовительных работ в полосе трассы (расчистка, корчевка, планировка и пр.), физические особенности фунтов при создании траншеи, рельеф местности, сложность переходов через искусственные н естественные препятствия, возможность использования механизмов и принятой технологии работ на участках с неблагоприятными природными условиями, наличие дорог вдоль трассы и климатические условия. Эксплуатационные факторы, отражающие надежность работы, учитываются в процессе выбора технологической схемы трубопровода. Кроме рассмотренных, на выбор трассы оказывают влияние требования норм и технических условий на проектирование магистральных газопроводов. Так физико-химические особенности перекачиваемого продукта и требования техники безопасности обусловливают невозможность прокладки подобного рода трубопроводов по территории городов населенных пунктов, промышленных предприятий, железнодорожных станций н ряда других объектов. Переходы магистральных газопроводов через реки и каналы прокладывают ниже (по течению) мостов, водозаборов, пристаней. Строго регламентируются минимальные расстояния от оси трубопровода до различных строений или сооружений. Информацию о трассе собирают в процессе проведения изысканий. Предварительные изыскания осуществляют по возможным вариантам, конкурирующим между собой по уровню технико-экономических показателей. Их целью является сбор комплекса данных по каждому из исследуемых вариантов для последующего использования в процессе разработки всех разделов проектного задания. По трассе эти изыскания включают инструментальные работы и визуальные наблюдения. Технические изыскания проводятся только по выбранному варианту. В их состав входят топографические геодезические, инженерногеологические, гидрологические и геофизические работы. Размещение начального пункта магистрального трубопровода зависит от ряда взаимосвязанных факторов, среди которых следует учитывать 81

количество, мощность и расположение месторождении нефти и газа, размещение на них объектов газодобывающих предприятий по промысловой обработке и подготовке добываемых продуктов к магистральному транспорту, наличие линий электропередач, связи, пароводоснабжения, дорог и т.д. При разработке вариантов направления трассы следует учитывать трубопроводы, находящиеся в действии, с целью использования их трасс для прокладки новых газопроводов. Совмещение трасс и площадок перекачивающих станций дает возможность совместного использования вдоль трассовых и площадочных объектов. Это дает значительный экономический эффект. Так, например, капитальные вложения в линейную часть параллельно прокладываемого газопровода снизятся на 12-15%. При размещении на совмещенной площадке перекачивающей станции капитальные вложения сокращаются на 30-35%. Существенно уменьшается при этом необходимая численность обслуживающего персонала. В современной практике проектирования трасс магистральных газопроводов успешно используются различные методы. Камеральное трассирование. В этом случае выбор трассы происходит без выезда на местность. Основные характеристики возможных вариантов определяются по топографическим, геологическим, климатическим, гидрологическим картам. На основе полученной информации проводится оценка различных вариантов с целью выбора оптимального или нескольких конкурирующих вариантов, по которым будут в дальнейшем вести более детальные работы. Полевое проектирование. Этот метод совмещает технические изыскания с непосредственным проектированием и закреплением линии трубопровода на местности. Сущность данного метода заключается в том, что окончательная укладка трассы на местности и разработка рабочих чертежей линейной части трубопровода ведутся непосредственно в районе строительства с некоторым опережением производства строительномонтажных работ. Аэрофотосъемка. Данный метол применяется на всех стадиях проектирования. После камеральной проработки вариантов трассы осуществляют, их аэровизуальное рекогносцировочное обследование с целью решения таких важных вопросов, как общая оценка каждого из вариантов и мест переходов через реки и болота, выявление факторов, влияющих на положение трассы и условия производства строительно-монтажных работ, определение участков трассы, требующих детального аэрофотосъемочного обследования. Метод аэрофотосъемки совершенно необходим, когда трасса проектируемого трубопровода проходит по быстрозастраивающимся обжитым районам, а также горных районах, для которых также нет достаточно надежных карт. Трассирование по аэрофотосъемкам можно вести как полевым, так и камеральным методами. В настоящее время разработана и широко применяется методика выбора трасс магистральных трубопроводов, созданная на основе 82

математических методов. Для выбора оптимального варианта трассы на топографической карте строят модель местности. Конфигурация модели может быть различной формы, она определяется областью поиска, числом дуг как путей возможной прокладки трубопровода в пределах каждого элемента модели местности и оперативной памятью ЭВМ. Качественную оценку каждой дуги производят в соответствии с разработанной классификацией местности по условиям трубопроводного строительства к на основе аэрофотоснимков, геологических карт и т.д. Наиболее эффективный вариант трассы должен характеризоваться наиболее благоприятными условиями для строительства, наименьшими затратами денежных и материальных средств. Наряду с определением оптимальной трассы трубопровода в задачу проектной организации входит выбор схемы транспортировки газа. Эта задача решается на стадии ТЭО на базе укрупненного расчета показателей. В дальнейшем более детальной проработке подвергается лишь выбранный (оптимальный) вариант для того, чтобы уточнить технико-экономические показатели магистрального трубопровода. Важнейшим требованием к технологической схеме транспорта газа является обеспечение передачи запланированного объема от месторождений к потребителю с наименьшими затратами общественного труда. В процессе экономического анализа вариантов технологической схемы осуществляется выбор и обоснование наиболее экономичных решений по таким основным вопросам как: − диаметр трубопровода и оптимальная расстановка компрессорных и насосных станций; − мощности двигателей на КС и насосов на НС; − тип привода агрегатов на КС; − схема диспетчеризации, телеуправления и связи и т.д. Кроме этого, исследуются средства регулирования неравномерности газопотребления, к выбирается наиболее эффективная схема. Для этих целей используется строительство подземных хранилищ, сброс избыточного газа в летние месяцы буферным потребителям или регулирование производительности газодобывающих объектов. При разработке технологической схемы транспорта газа возможности этих методов детально исследуются, и выбирается наиболее эффективная схема регулирования. Оптимальную схему транспортировки природного газа выбирают с учетом необходимости: − передачи газа в экономические районы с наименьшими удельными капитальными, эксплуатационными затратами; − перспектив дальнейшего развития газопровода с учетом снижения затрат при последующем увеличении мощности магистрали и т.д. Специфика выбора схемы транспортировки нефти заключается в том, что необходимо учитывать возможность выполнения этой задачи с использованием железных дорог или водного транспорта. Это может существенно изменить и диаметр трубопровода, и мощность перекачи83

вающих станций. Выполняя при проектировании подобного рода расчеты, необходимо также учитывать сезонную перегрузку железных дорог и флота нетопливными грузами, возможности совмещения двух или трех видов транспорта, в число которых входит и трубопроводный. Оптимальные параметры газопровода определяют с учетом поддержания на высоком уровне загрузки действующих магистралей, полного развития насосных станций. Потоки газа из крупных газодобывающих районов в большинстве случаев распределяются между несколькими газоперерабатывающими заводами, поэтому потоки газа, а значит и параметры трубопровода, необходимо выбирать не по максимальным объемам, то есть следует учитывать возможность «телескопического» построения линейной части трубопровода. Это также следует учитывать при проектировании объемов резервных мощностей. 5.4 Определение технико-экономических показателей вариантов строительных магистральных трубопроводов Для оценки вариантов решений по развитию и размещению магистральных трубопроводов по каждому из них необходим расчет системы технико-экономических показателей. Они должны обеспечивать возможность соизмерения эффекта и затрат, а также анализа факторов, которые могут повлиять на изменение эффективности капитальных вложений. 5.4.1 Основные технико-экономические проектировании магистральных газопроводов

показатели

в

Исходным материалом для определения проектной производительности является гидравлический расчет газопровода. При укрупненных расчетах суточная пропускная способность (или участка) определяется по формуле q=

Qr 365k r

(5.9)

где

Qr - годовая плановая пропускная способность газопровода (участка); kr - коэффициент годовой неравномерности транспорта газа. Для однониточных газопроводов, характер неравномерности потребителей которых неизвестен, принимают kr=0,85. Для газопроводовотводов протяженностью более 50 км можно принимать кг = 0,75. При наличии подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе kr =0,9 + 0,95.

84

На основе схемы потоков газа устанавливается распределение газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Схема потоков газа может предусматривать дальнейшее развитие газопровода. Режим транспорта газа определяется режимом его поступления (в чистом виде - транзитный), а также режимом его отбора. Объем товаротранспортной работы, которая будет выполняться по магистральному газопроводу, рассчитывается в соответствии с предусмотренными отборами газа и расходом его на технологические нужды и технические потери компрессорных станций. Капитальные вложения в газопроводы достаточно точно могут быть определены на основе удельных показателей. Удельные капитальные вложения (на 1км трубопровода) в строительство линейкой части даются с разбивкой по видам затрат: стоимость строительно-монтажных работ (СМР); стоимость оборудования; прочие затраты. Для учета местных особенностей прохождения газопровода в качестве дополнительных данных используются территориальные коэффициенты к стоимости строительства по областям страны с разбивкой по отдельным видам капитальных затрат. Для определения капитальных вложений по линейной части газопровода соответствующими коэффициентами учитываются топографические особенности местности, в которой предполагается прокладывать газопровод. Удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-ом участке газопровода с учетом территориальных коэффициентов определяются: 0Кj = КсмрkТ1 + KобkТ2+KпрkТ3 (5.10) где Ксмр, Kоб, Kпр, - нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы, оборудование, прочие виды работ, тыс.руб./ш; kТ1, kТ2, kТ3 - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудование и прочие затраты. Капитальные вложения в линейную часть газопровода составляют: m

5

Кл = ∑∑ К j LIJ k ТПij k j

(5.11)

j =1 i =1

где

kj

- удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-том участке с учетом территориальных коэффициентов, тыс.руб/км; Lij - протяженность j-ro участка газопровода при i-ых топографических условиях местности (принято равным 5); kТПij - коэффициент, учитывающий особенности i-ых топографических условий местности на j-ом участке газопровода: 85

kj -

коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий на j-ом участке газопровода. Капитальные вложения в строительство компрессорных станций, проектируемых газопроводов К„ определяются по формуле: n

К КС = ∑ K кцi + K aboi + K влi + K ПСТi

(5.12)

i =1

капитальные вложения в строительство собственно Ккцi компрессорного цеха i-ой КС; Кaboi - капитальные вложения в строительство установки охлаждения газа i-ой КС; Kвлi - капитальные вложения в строительство воздушных линий электропередачи i-ой КС; КПСТi - капитальные вложения в строительство подстанции i-ой КС. Годовую себестоимость перекачки газа Спг можно рассчитать по формуле:

где

Спг=Элч+Экс

(5.13)

где

Элч - эксплуатационные расходы (годовые) по линейной части газопровода; Экс - эксплуатационные расходы (годовые) по компрессорным станциям. Эксплуатационные расходы рассчитываются в соответствии с действующей «методикой по планированию, учету и калькулированию себестоимости транспорта газа» (РАО «Газпром» 1994г). Расчет эксплуатационных расходов выполняется по следующим элементам затрат: − материалы; − расход газа на собственные нужды; − потери газа при транспортировке, − электроэнергия покупная; − расходы на оплату труда; − отчисления на социальное страхование; − амортизационные отчисления; − прочие. Заработная плата производственного персонала проектируемого магистрального газопровода определяется исходя из его численности. Численность персонала оп обслуживанию объектов, предусмотренных к строительству проектом газопровода» определяется с учетом рекомендуемой схемы управления и характера выполняемых работ, степени автоматизации и телемеханизации производственных процессов, исходя из необходимости круглосуточного обслуживания основного и вспомогательного оборудования. 86

Отчисления на социальное страхование производится по нормам, установленным законодательством РФ. Заработная плата 3ксi производственного персонала i-ой КС рассчитывается по формуле: 3ксi = Зудn3N1ГПА где

Зуд

(5.14)

-

заработная плата производственного персонала с отчислениями на социальное страхование и затратами на охрану труда, приходящаяся на 1кВт мощности ГПА. N1ГПА - единичная мощность агрегатов; n3 - количество рабочих ГПА на i-ой КС, К заработной шаге производственного персонала КС добавляется заработная плата Зив цехового персонала с отчислениями на социальные нужды с затратами на охрану труда. Затраты на электроэнергию рассчитываются по двухставочному тарифу по каждой компрессорной станции. Годовой рассол газа определяется по формуле: Qкстаб = 0,4*24*365*0,9* n3* N1ГПА ,

(5.15)

где

Qкстаб - годовой расход газа на КС; 3 0,4 м /кВт - удельный расход газа на 1 кВт мощности рабочих ГПА; 0,9 - коэффициент экстенсивного использования газопровода; n3 - количество рабочих ГПА; N1ГПА - мощность одного ГПА. Стоимость газа на собственные нужды КС определяется путем умножения соответствующих расходов газа на его цену. Затраты на материалы устанавливаются из выражения: Зм = Муд*n3* N1ГПА

(5.16)

где Муд - затраты на материалы, приходящиеся на 1 кВт мощности ГПА. Амортизационные отчисления определяются в % от стоимости основных фондов в соответствии с усредненными нормами. К эксплуатационным расходам по КС добавляются неучтенные и прочие расходы. В расчетах по вариантам могут применяться как полные, так и удельные показатели себестоимости транспорта на 1000 м3 газа. Удельные показатели на 1000 м3 исчисляются делением полной годовой себестоимости Спг на количество транспортируемого газа.

87

5.5 Кредиты в строительство и порядок их возврата В настоящее время главным источником финансирования строительства трубопроводов является кредит. Поэтому, при экономическом обосновании проектов необходимо выполнить расчеты по возврату кредитов и учесть их в оценке экономической эффективности. В основу возврата кредитов можно положить три схемы: 1) возврат основного долга и процентов в сумме одинаковыми частями, т.е. постоянная рента; 2) возврата основного долга равными долями и процентов по кредитам от остатка долга; 3) возврат основного долга неравными долями с процентами от остатка долга, исходя из прогнозируемых финансовых возможностей по годам. Первые две схемы достаточно легко формализуются для стандартных расчетов, а третья требует индивидуального подхода к каждому конкретному проекту, В начальной стадии инвестиционного анализа целесообразно применять одну из первых двух регулярных схем. Третья схема может быть актуальна на этапе конкретных соглашений с кредиторами, будучи подкрепленной результатами расчета финансового плана, полученными при разработке ТЭО. За время строительства проценты за кредит прибавляются к основной сумме долга, и размер долга возрастает. Стоимость основных производственных фондов, принимаемых на баланс, включает проценты, начисляемые за время строительства. По условиям кредитования предоставляется отсрочка по возврату долга (каникулы). По первой схеме полная ежегодная сумма возврата (основной долг и проценты), величина постоянная на весь срок возврата. Если кредиты представляют собой ряд последовательных этапов, то по каждому кредиту проводится независимый расчет возврата процентов и основного долга. Затем они суммируются на каждом этапе проекта. 5.6 Оценка экономической эффективности капитальных вложений в магистральные трубопроводы Различные решения по развитию и размещению магистральных трубопроводов по техническим мероприятиям могут быть реализованы только путем строительства и эксплуатации трубопроводов и все работы по их осуществлению должны учитываться в единовременных капитальных вложениях и ежегодных эксплуатационных расходах. Поэтому выбор наиболее экономичного варианта указанных решений должен проводиться на основе определения экономической эффективности капитальных вложений, Обоснования по развитию и размещению магистральных трубопроводов должны разрабатываться с таким расчетом, чтобы 88

обеспечивалось максимальное повышение эффективности капитальных вложений. Это Может быть достигнуто при условии учета в техникоэкономических разработках особенностей строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, а именно: − магистральные трубопроводы могут осваивать потоки газа на многих направлениях; объемы потоков изменяются во времени; − направления потоков газа и трасс магистральных трубопроводов совпадают, и выбор их оптимального направления должен проводиться совместно; − освоение потоков газа возможно одно- и многониточными трубопроводами с различными параметрами и техникоэкономическими показателями; − одним магистральным трубопроводом может быть обеспечено снабжение газом ряда потребителей при их расположении в зоне следования трассы трубопровода; − магистральные трубопроводы являются линейными сооружениями, как правило, большой протяженности, с соответственно «растянутым» фронтом строительно-монтажных работ по всей трассе; − строительство магистральных трубопроводов осуществляется в различных климатических, инженерно-геологических, топографических, гидравлических условиях; − сооружения и объекты магистральных трубопроводов (линейная часть и перекачивающие станции основным и вспомогательным хозяйством) разбросаны по трассе, многочисленны, имеют различное значение; − трасса трубопровода нередко проходит вдали от железнодорожных и автомобильных дорог, судоходных рек, линий электропередачи и связи и других коммуникаций и объектов, без снабжения и ремонтных баз; − развитие магистральных трубопроводов осуществляется (по мере увеличения потока нефти, газа) по очередям, с первоначальным строительством линейной части и первых перекачивающих станций и последующей их достройкой до достижения трубопроводами проектной пропускной способности; − параметры и технико-экономические показатели магистральных трубопроводов формируются под воздействием ряда факторов, изменяющихся во времени, что обуславливает необходимость разработки их обоснования с учетом фактора времени. Основной задачей повышения экономической эффективности капитальных вложений в трубопроводный транспорт является обеспечение прироста производственных мощностей на действующих предприятиях за счет их технического перевооружения к реконструкции; ввода в действие производственных мощностей, отдельных объектов и сооружений 89

производственного назначения за счет расширения действующих и строительства новых предприятий, объектов, сооружении; ввода а действие основных производственных и непроизводственных фондов, требуемых для осуществления планируемой перекачки на всех направлениях с минимальными затратами денежных и материальных ресурсов. Повышение эффективности капитальных вложений в трубопроводный транспорт должно обеспечиваться на всех стадиях работ, связанных с разработкой и реализацией основных направлений экономического и социального развития страны, планов по капитальному строительству, схем развития и размещения, проектных и других документов, с собственно строительством и вводом в действие готовых объектов. К путям повышения эффективности капитальных вложений в магистральные трубопроводы могут быть отнесены следующие: − техническая и экономическая обоснованность строительства и капитальных вложений в магистральный трубопровод; − рациональное размещение магистральных трубопроводов: − применение оптимальных параметров и технико-экономических показателей трубопроводов, прогрессивных технических решений на всех направлениях освоения трубопроводами потоков газа; − максимальное использование пропускной способности магистральных трубопроводов; − сокращение сроков строительства и ввода в действие магистральных трубопроводов; − снижение стоимости трубопроводов; − совершенствование материально-технической базы и обеспечения строительства; − повышение качества строительства; − улучшение организации строительства. Оптимальный вариант решения задачи может быть определен только на основе критерия экономической эффективности. Единым народнохозяйственным критерием экономической эффективности общественного производства является уровень общественной производительности труда. Экономическая эффективность устанавливается при обосновании всех видов затрат и осуществляется в соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору. ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ 1. 2. 3.

Этапы проектирования. Состав и их характеристика. Состав проектной документации при проектировании магистральных трубопроводов. Организация работ по проектированию трубопроводов.

90

4. 5. 6. 7. 8.

Порядок экономического обоснования выбора трассы и схемы транспортировки газа и нефти. Порядок определения капитальных затрат в сооружение трубопровода. Порядок расчета себестоимости перекачки нефти и газа. Порядок расчета возврата кредита на сооружение трубопроводов. Основные пути повышения эффективности капитальных вложений в магистральные трубопроводы

91

6 Проектирование газоснабжения

объектов

газопереработки

и

6.1 Проектирование строительства газоперерабатывающих заводов Проектирование промышленных предприятий в газоперерабатывающей промышленности так же, как и в других отраслях, в основном ведется в две стадии: I стадия - технологический проект, II стадия составление рабочих чертежей при широком использовании типовых проектов на отдельные части проецируемого объекта. Вместе с тем эта отрасль имеет и свои особенности, влияющие на выбор района размещения предприятий, их мощность, технологическую схему и глубину переработки нефти. Одним из основных определяющих факторов является структура и плотность потребления продукции отрасли в целом по стране и отдельным районам. Газоперерабатывающая промышленность относится к числу отраслей, в которой затраты на транспорт составляют значительную величину в стоимости продукции у потребителя. Величина транспортных расходов зависит от дальности перевозки, количества и ассортимента транспортируемых продуктов и стоимости перевозки единицы продукции. Газоперерабатывающая промышленность пользуется услугами всех видов транспорта. При этом сырье перекачивается по трубопроводам. Учитывая что, минимальный объем транспортной работы будет при расположении заводов в местах потребления и особенно в местах концентрированного потребления газа и газопродуктов. Экономия достигается за счет сокращения дальности транспорта, большого количества продукции и снижения себестоимости перемещения единицы продукции. На выбор пункта строительства и его мощность существенно влияет плотность потребления газопродуктов. Под плотностью потребления понимается среднее количество газопродуктов, которое потребляется на территории, тяготеющей к проектируемому месту расположения завода, на 1км^ плошали. Чем больше плотность потребления, тем более крупным может быть строящийся завод с меньшим радиусом развоза газопродуктов. Ввод в эксплуатацию таких заводов обеспечивает сокращение удельных капитальных и эксплуатационных затрат. Так, при укрупнении мощности с 6 до 12млн. м3(т) удельные капитальные затраты уменьшаются на 23-25%, эксплуатационные затраты на 12-15%, при дальнейшем укрупнении с 12 до 18млн, т, те же показатели соответственно улучшаются на 12-13% и 7-8%, Укрупнение заводов благоприятно действует на развитие газохимических производств, так как создаются мощные сырьевые ресурсы. Вместе с тем создание очень крупных заводов имеет и свои потенциально отрицательные последствия. Удлиняется радиус развоза продуктов, а, следовательно, увеличиваются транспортные расходы. Поэтому вопрос о 92

мощности предприятия должен решаться конкретно, исходя из техникоэкономических расчетов. Экономия от укрупнения должна превышать увеличение затрат на транспорт, потери, связанные с удлинением сроков строительства и другие. Выбор схемы переработки газа зависит от структуры потребления соотношение между отдельными газопродуктами, их доли в общем потреблении газопродуктов по району. Экономические районы нашей страны имеют разную структуру потребления. Так, в Европейской части России и на Урале топливные ресурсы ограничены и имеется дефицит в топливе. Поэтому в этих районах требуется большое количество топочного газа и, следовательно, целесообразна менее глубокая схема переработки нефти. В восточных районах, где имеются большие ресурсы угля и гидроэнергии целесообразно строительство заводов с глубокой схемой переработки газа. Имеются районы с преимущественным потреблением газа. Газоперерабатывающие заводы относятся к числу производств, в которых велик расход энергии на технологические, силовые и хозяйственные цели. Это требует расположения заводов в местах, достаточно обеспеченных энергетическими ресурсами и водой. Рассматривая вопросы проектирования строительства газоперерабатывающих заводов, особое внимание необходимо обратить на порядок ведения проектных работ, связанных с реконструкцией действующих объектов, направленной на увеличение их мощностей, модернизацию производства. Некоторые действующие заводы имеют развитую вспомогательную производственную структуру, мощности которые значительно превышают потребность существующих технологических установок, и могут обеспечить значительно большую производительность со схемой средней глубины переработки. Располагая резервными площадями, без дополнительного отчуждения земель, ГПЗ имеет благоприятные перспективы для строительства и ввода в эксплуатацию процессов повышающих глубину переработки газа. Необходимость повышения эффективности переработки сырья, внедрение более совершенных процессов, сокращение энергетических расходов, улучшение экологической обстановки, расширение ассортимента, повышение качества продукции и т.п. ставит задачу непрерывной реконструкции производства. Экономически целесообразно строительство в первую очередь процессов, расширяющих ассортимент выпускаемой продукции, с доведением их качества до современных требований. 6.2 Проектирование объектов распределения газа и газопродуктов

транспорта,

хранения,

При разработке экономической части проекта газопровода техникоэкономические расчеты производят исходя из объема добычи газа и его пере93

качки на газоперерабатывающий завод или экспорт. При проектировании газопровода исходят из наличия газовых ресурсов на газовых промыслах, потребности в газе и структуры газопотребления в снабжаемом газом районе. При проектировании продуктопровода в основу принимают поступление газопродуктов по их видам, грузооборот и реализацию, которые обусловливаются общей потребностью в газопродуктах заказчика и структурой заказа. Коренное изменение структуры топливного баланса в настоящее время за счет повышения в нем доли экономичных видов топлива (природного газа, мазута, дизельного топлива) подчеркивает тесную связь между элементами топливного баланса. Опыт проектирования предприятий газоснабжения показывает, что в большинстве случаев рациональный выбор того или иного варианта требует учета динамики спроса на газопродукты или газ за пределами планируемого срока. В связи с этим необходимо определять оптимальную мощность объекта, схему его развития и состава оборудования. Ввиду сложности и значительной трудоемкости поставленной перед проектировщиками задачи и невозможности самостоятельной углубленной разработки топливного, баланса проектные организации используют в процессе анализа соответствующие материалы статистических органов, специализированных научно-исследовательских институтов и других организаций. При разработке баланса производства и потребления газопродуктов, определяющего объекты и пункты строительства на газоперерабатывающих заводах, у потребителей, учитывают условия и возможности обеспечения газохимическим сырьем. Следовательно, баланс производства и потребления газопродуктов и газа, являющийся необходимой основой для разработки схемы межрайонного обмена газогрузами и газовым топливом, имеет большое значение при проектировании объектов газоснабжения, включая трубопроводы. Для квалифицированного решения задач по развитию системы газоснабжения необходимо иметь данные о потребности в газопродуктах и газе на 10-15 лет. Поэтому вся работа по технико-экономическому проектированию должна быть увязана с работой по выявлению потребности в топливе и газопродуктах других отраслей на эти же расчетные периоды. Показатели плановых расчетов по объему реализуемых и транспортируемых газотоваров и газа должны соответствовать объемам потребления, определяемым в проектной документации на конечную мощность объекта. В этом случае его мощность будет соответствовать плановому потреблению или плану транспорта газотоваров и газа, что позволит соблюдать очередность ввода мощностей трубопроводов, АГНКС, обеспечивая получение максимального эффекта при развитии объектов газоснабжения. 94

Таким образом, мощности проектируемых объектов определяют на основе материальных балансов, разрабатываемых по отдельным расчетным периодам. Потребность в газопродуктах рассчитывают по назначению и областям их применения. В процессе выявления потребности составляют балансы, газопродуктов. Потребность в газопродуктах исчисляют на основе существующих и намечаемых на расчетные сроки норм расходов по отраслям производства. Эти нормы разрабатываются по каждому экономикогеографическому району, дифференцировано на расчетные годы, принятые в перспективных планах. Потребность в газопродуктах проектные организации определяют по материалам, собранным на местах и в планирующих органах. При определении перспективной потребности по всем видам газопродуктов производят расчет в натуральном выражении. После определения потребности в газе и газопродуктах или в газе выбирают оптимальный вариант размещения объекта, при этом критерием служат минимальные совокупные затраты. Для размещения проектируемого объекта проводят экономические, топографические, геологические, технические и гидрогеологические изыскания. Рассмотрим экономические изыскания, являющиеся важнейшей составной частью технико-экономического проектирования. Экономические изыскания имеют своей целью изучение условий, в которых будут осуществляться строительство, и эксплуатация объекта Они являются необходимой предпосылкой высококачественного проектирования. Объем необходимых экономических изысканий определяется производственно-хозяйственными функциями проектируемого объекта, его мощностью и значением, С помощью экономических изысканий выявляют наиболее приемлемое месторасположение и мощность объекта. Например, для газопровода, определяют направление трассы, диаметр магистрали, размещение перекачивающих станций, рациональную схему строительства, управление и систему эксплуатации магистрального газопровода, изучают внутрирайонные и межрайонные связи, возможности привлечения местного населения для работы на строительстве и в процессе эксплуатации проектируемого объекта и т.д. Экономическую оценку оптимальности принятых решений в первую очередь основывают на анализе денежных, материальных и трудовых ресурсов, как в абсолютном измерении, так и в удельных показателях. При помощи этих показателей определяют экономическую эффективность принятых решений и выявляют слепень совершенства данного проекта по сравнению с нормативами и ранее выполненными проектами, а также с лучшими образцами действующих газопродуктопроводов, газопроводов и АГНКС, как в нашей стране, так и за рубежом. Наряду с объемным показателем грузооборота, характеризующим количество производимой работы, устанавливают и его качественные показатели. Например, на АГНКС таким показателем является коэффициент 95

оборачиваемости газопродуктов. Колебание коэффициентов оборачиваемости в значительной мере обусловливается используемым видом транспорта. К ведущим показателям на магистральных трубопроводах можно также отнести использование мощности (загрузку) трубопровода. Большая загрузка отечественных газопродуктопроводов (до 18% их мощности) позволяет эффективно использовать вложенные средства. Следующий показатель - производительность труда, уровень которой зависит от степени автоматизации объекта и прогрессивности запроектированной организации труда. Для измерения производительности труда в проектной практике пользуются в основном натуральными показателями. Они наиболее просты, точны и связаны непосредственно с результатами труда. Однако можно применять и стоимостные показатели, которые обеспечивают единство учета в масштабе всего народного хозяйства. В проекте важно также установить общую потребность в кадрах так как численность обслуживающего персонала в свою очередь определяет объем затрат на жилищное и культурно-бытовое строительство. Проектирование и строительство определяются новыми капитальными вложениями. Основными расчетными параметрами магистрального газопродуктопровода, влияющими на размер капитальных вложений, являются: пропускная способность и производительность трубопроводов, диаметр трубопровода, рабочее давление, толщина стенок труб. Определение стоимости строительства и эксплуатационных издержек позволяет, с одной стороны, сопоставлять показателе анализируемого объекта и аналогичных газопродуктопроводов, с другой стороны, соизмерять затраты рассматриваемой схемы газоснабжения с другими вариантами транспорта газотоваров. Синтезирующим технико-экономическим показателем проектирования является степень затрат общественного труда и может выражаться через себестоимость продукции (работ). Основные технико-экономические показатели для проектирования объектов транспорта, хранения и распределения газа(нефти), приведены в таблице 6.1. Эффективность принятых решений характеризуется также целым рядом вспомогательных показателей, как-то: степенью надежности и стабильности работы оборудования, устанавливаемого на проектируемом объекте; надежностью газонефтеснабжения потребителей; уровнем внедрения процессов автоматизации и механизации; потерями газа, газонефтепродуктов и т.д. Показатели, характеризующие производительность труда на трубопроводах, АГНКС и АЗС, себестоимость транспорта и хранения газа, газонефтепродуктов и нефтепродуктов; капитальные вложения; эксплуатационные затраты и т.д. - количественное выражение достигаемого эффекта. Однако преимущества того или иного варианта (улучшение условий труда, 96

Таблица 6.1 Основные технико-экономические показатели для проектирования объектов газонефтеснабженния Трубопроводы Производительность или пропускная способность магистрали и количество продукции реализуемой потребителям. Использование мощности (загрузка) трубопровода Производительность труда и численность эксплуатационного персонала Капитальные вложения и расход металла Эксплуатационные издержки и себестоимость транспорта нефтетоваров и газа Темпы и сроки строительства трубопровода Приведенные затраты

АГНКС (Автозапр станции) Грузооборот и емкость Грузооборот и емкость нефтебазы, количество АЗС, количество продукпродукции, реализуемой ции, реализуемой потребителям потребителям Нефтебазы

Оборачиваемость нефти и нефтепродуктов Производительность труда и численность эксплуатационного персонала Капитальные вложения

Оборачиваемость нефтепродуктов Производительность труда и численность эксплуатационного персонала Капитальные вложения

Эксплуатационные издержки и себестоимость перевалки (распределение) нефтетоваров Темпы и сроки строительства нефтебазы

Эксплуатационные издержки и себестоимость реализации нефтетоваров

Приведенные затраты

Темпы и сроки строительства автозаправочной станции Приведенные затраты

Окупаемость капитальных Окупаемость капитальных Окупаемость капитальных вложений вложений вложений

укрепление обороноспособности и т.д.) не всегда можно оценить каким-то количественным показателем. В связи с этим при определении эффективности технических решений нельзя ограничиваться учетом только поддающихся количественному измерению показателей. При анализе необходимо также принимать во, внимание и все качественные показатели. В каждом проекте нового строительства и реконструкции действующих трубопроводов, АГНКС, нефтебаз,. АЗС предусматриваются, например, затраты на очистные сооружения, на вентиляцию, озеленение к прочие мероприятия, направленные на улучшение и облегчение условий труда. Зги мероприятия непосредственно не влияют на увеличение грузооборота газа, газопродуктов, нефти, нефтепродуктов и не влекут за собой снижения эксплуатационных расходов, однако, целесообразность их проведения не вызывает никакого сомнения.

97

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ 1. Условия выбора схемы переработки нефти. 2. Условия выбора пункта строительства НПЗ. 3. Задачи проектирования мероприятий по реконструкции нефтеперерабатывающего производства. 4. Определение мощностей проектируемых объектов нефтегазоснабжения. 5. Основные технико-экономические показатели для проектирования объектов нефтегазоснабжения.

98

Литература 6. Астахов А.С, Краснянский Г.Л. и др. Экономика горного, предприятия. М.: Изд-во «Академия горных наук», 1997. 7. Андреев А.Ф. и др. Методические аспекты оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности. М.: «Полиграф», 1996. 8. Емельянов Е.Н. Комм Э.Л. и др. Концепция проектирования строительства скважин на нефть и газ, и методическое обеспечение принятия проектных решений. Проект. М.: Научно-производственное предприятие «Дрилл-Эксперт», 1995. 9. Дунаев В.Ф. Зубарева В.Д. и др. Основы экономической деятельности предприятий нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 1998. 10. Злотникова Л.Г., Лопатина С.Г. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Ч. 2 . М.: Нефть и газ, 1997. 11. Косов В.В, Лившиц B.H. и др. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). М.: Экономика, 2000.

99

Приложение 1 СОДЕРЖАНИЕ РАБОЧЕГО ПРОЕКТА НА СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ЧАСТЬ ПЕРВАЯ РАЗДЕЛ 1. ОБЩАЯ ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ……………………….. 1. СВОДНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ………... Основные проектные данные…………………………………………. Общие сведения о конструкции скважины………………………….. Дополнительные сведения для составления сметы ………………… 2. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ …………………………. 3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ …………………………………………………. Сведения о районе буровых работ …………………………………... Сведения о площадке строительства буровой ……………………… Размеры отводимых во временное пользование земельных участков ………………………………………………………………... Источник и характеристика водоснабжения, энергоснабжения, связи и местных стройматериалов …………………………………... Перечень скважин строящихся по данному проекту ………………. 4. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ………………………… 4.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин ...… Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент каверзности пластов ………………………………….. Литологическая характеристика разреза скважины .………………. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины ………………………………………………………………. Геокриологическая характеристика разреза скважины …………….. 100

4.2.

4.3

4.4

4.5.

5. 5.1.

6.

Нефтегазоводоносность по разрезу скважины ……………………… Нефтеносность ………………………………………………………… Водоносность ………………………………………………………….. Давление и температура по разрезу скважины ……………………... Возможные осложнения по разрезу скважины ……………………... Поглощения бурового раствора ……………………………………… Осыпи и обвалы стенок скважины …………………………………... Нефтегазоводопроявления …………………………………………… Прихватоопасные зоны ……………………………………………….. Прочие возможные осложнения ……………………………………... Исследовательские работы …………………………………………… Отбор керна, шлама и грунтов ……………………………………….. Геофизические исследования ………………………………………... Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины ………………………………………………………………. Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) к эксплуатационной колонне …………………………………………... КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ ……………………………………... Расчет глубины спуска кондуктора …………………………………. Конструкция скважины ………………………………………………. Конструкция скважины ………………………………………………. ПРОФИЛЬ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ………………………………… Исходные данные для расчета профиля наклонной скважины ……. Профиль ствола скважины …………………………………………… 101

Профиль ствола скважины …………………………………………… 7. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ……………………………………………… 7.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения …….. Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при бурении скважины ……………………………….. Типы и параметры буровых растворов . …………………………….. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов … Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления …………………………… Суммарная потребность компонентов бурового раствора ………… 8. УГЛУБЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ. ………………………………………. Способы, режимы бурения, расширка (проработка) ствола скважины и применяемые КНБК …………………………………… Компоновки низа бурильных колонн (КНБК) ……………………… Потребное количество долот и элементов КНБК…………………… Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК……………. Конструкция бурильных колон …………………………………… Соотношение и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения ………………………………………………………………… 8.1. Гидравлическая, программа промывки скважины …………………. Режим работы буровых насосов……………………………………… Распределение потерь давлений в циркуляционной системе ……… 9. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ…………………………………………... 9.1 Обсадные колонны …………………………………………………… 9.1.1. Расчет обсадных колонн ……………………………………………. 9.1.1.1 Расчет избыточных давлений 102

...………………………………………. 9.1.1.2 Порядок расчета колонн на равнопрочность……………………… 9.1.1.3 Расчет максимальных внутренних давлении на устье скважины и давлений опрессовки эксплуатационной колонны…………………... Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны…………. Способы расчета избыточных давлений и распределение их по длине колоны …………………………………………………………. Параметры обсадных колонн ………………………………………… 9.1.2. Подготовка к спуску и спуск обсадных колонн ……………………. Технологическая оснастка обсадных колонн………………………… Режим спуска обсадных труб…………………………………………. Опрессовка обсадных труб…………………………………………….. 9.2. Цементирование обсадных колонн………………………………... Заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн... ……………………………………………………………….. Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие: их компоненты……………………………………….. Режим работы цементировочных агрегатов…………………………. 9.2.1. Гидравлический расчет цементирования…………………………… Гидравлический расчет режимов продавки цементного раствора…. Потребное количество материалов и цементировочной техники….. 9.3. Оборудование устья скважины……………………………………….. Спецификация оборудования………………………………………… 10. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ………………………….……………… 10.1. Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне. ………………………………………………………………... Параметры колонны на насосно-компрессорных труб 103

11.

12.

13.

(НКТ)……… Потребное количество материалов и тоники для освоения скважины ... ……………………………………………………………. Продолжительность работ по спуску насоса ШГН…………………. Продолжительность работ по спуску насоса ЭЦН…………………. Продолжительность испытания скважины на продуктивность……. ДЕФЕКТОСКОПИЯ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА ……………………………………………………… Перечень бурового оборудования и инструмента, подлежащих дефектоскопии в условиях эксплуатации …………………………… Дефектоскопия, опрессовка бурильных труб, объемы работ и используемая техника…………………………………………………. Перечень средств измерений, применяемых для контроля бурильных труб ……………………………………………………….. СВОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ОПРЕССОВКАМ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ СПЕЦМАШИН И АГРЕГАТОВ ПРИ ПРОВОДКЕ СКВАЖИН………………………………………………. Виды операций, объемы работ и используемая техника…………… СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ. ……………………….. Выбор буровой установки…………………………………………….. Перечень топографо-геодезических работ …………………………… Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при монтаже………………………………………….. Спецификация комплектного и дополнительного бурового оборудования при монтаже………………………………………….. Сведения о передвижке и сборке вышки ……………………………... Спецификация котельной установки…………………………………. 104

14.

15.

ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ………. Продолжительность строительства скважины………………………. Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин…… МЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ И ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИИ. Средства механизации и автоматизации……………………………… Средства контроля……………………………………………………... Средства диспетчеризации…………………………………………………….

16.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ПРОМЫШЛЕННАЯ САНИТАРИЯ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ТЕХНИКА …………………………………….

16.1 16.2

Общая часть………………………………………………………………………. Освещенность рабочих мест, укомплектованность первичными средствами пожаротошения; обеспечение спецодеждой и средствами индивидуальной защиты…………………….. Нормы освещенности ……..…………………………………………………. Первичные средства пожаротошения . …………………………………… Спецодежда, спецобувь и средства индивидуальной защиты……… Санитарные зоны и санитарно-бытовые помещения …………………... Санитарно-бытовые помещения …………………………………………….. Взрывобезопасность и мероприятия по ее обеспечению ……………… Классификация взрывоопасности помещений и пространств буровой установки, и площадки строительства скважины …………… Сопоставимость классов взрывоопасных зон …………………………….

16.3. 16.4.

17.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И ПРОЧИХ ОСЛОЖНЕНИЙ……….………………………………………………………..

18.

АНАЛИЗ ОПАСНОСТИ И РИСКА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ …………………………………………………………………….

Раздел 2 ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА …………………………………….. 2.1. Сведения о водоснабжении…………………………………………………… Водоснабжение………………………………………………………………….. 2.2. Сведения об электроснабжении . …………………………………………… Электроснабжение ……………………………………………………………… Количество потребляемой электроэнергии ………………………………. 2.3. Сведения о транспортировке грузов и вахт наземным транспортом... 105

2.4.

Схема перевозки грузов и вахт, распределение транспортной техники ……………………………………………………………………………. перевозка грузов и вахт авиатранспортом………………………………… Количество летных часов при перевозке рабочих вертолетами …….

Раздел 3 Охрана окружающей среды …………………………………………………. 3.1.

Общие сведения…………………………………………………………………..

3.2.

Проектные технико-технологические решения, направленные на предотвращение загрязнения окружающей среды………………………. Значение предельно допустимых концентраций (ПДК) материалов и химреагентов, применяемых при строительстве скважины……… Объемы работ по охране почв и животного мира при строительстве скважин……………………………………………………………………………… Объем строительно-монтажных работ по установке емкостей для сбора флюидов при освоении скважины…………………………………… Работа по утилизации отходов бурения и расчет водопотребления и водоотведения при строительстве скважины …………………………….. Определение объемов отходов бурения …………………………………… Исходные данные для расчета объемов отработанного бурового раствора и шлама…………………………………………………………………. Формулы и порядок расчета объемов отработанного бурового раствора (ОБР) и бурового шлама (БШ) при строительстве скважины……………………………………………………………………………. Очистка, обезвреживание и утилизация отходов бурения……………... Объем строительно-монтажных работ для утилизации жидких отходов бурения ………………………………………………………………….. Объемы и виды работ по очистке и утилизации жидких отходов бурения, буровых сточных вод и шлама……………………………………. Материалы и технические средства, используемые при выполнении работ по очистке и утилизации отходов бурения и БСВ……………….. Расчет водопотребления и водоотведения при строительстве скважины …………………………………………………………………………... Водопотребление и водоотведение при строительстве скважины …..

3.3 3.3.1

3.3.2

3.3.3

3.4.

Оценка воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ……………………………………………………………………………… Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу …… Параметры выбросов вредных веществ в атмосферу для расчета ПДВ (стационарные источники) ……………………………………………... Метеорологические характеристики и коэффициенты ………………… Анализ расчета загрязнения атмосферы и перечень источников вносящих наибольший вклад в уровень загрязнения атмосферы …... 106

3.5.

Предложения по предельно допустимым выбросам вредных веществ в атмосферу ……………………………………………………………. Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу ……… Контроль за состоянием и охраной окружающей среды ………………. Порядок и средства контроля за состоянием природной окружающей среды ……………………………………………………………… Перечень работ по контролю за состоянием окружающей среды …..

ЧАСТЬ ВТОРАЯ – сметная документация (прилагается отдельным листом).. ………………………………………………………………………………………. ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ – паспорт проекта …………………………………………………… Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов, используемых при проектировании и строительстве скважин ……………………………………………………………………………. Приложение: 1. Задание на проектирование строительства скважин .. ………………….. 2. Регламент бурового раствора ………………………………………………… 3. Первичный токсикологический паспорт на буровой раствор на основе реагентов: КМЦ, НТФ, спринт ……………………………………... 4. Первичный токсикологический паспорт на полимерный буровой растров ……………………………………………………………………………… 5. Экспертное заключение государственной экологической экспертизы ………………………………………………………………………… 6. Нормы проходки на долото …………………………………………………… 7. Схема обвязки тампонажной техники при цементировании кондуктора ………………………………………………………………………… 8. Схема обвязки тампонажной техники при цементировании 1-ой ступени эксплуатационной колонны ………………………………………... 9. Схема обвязки тампонажной техники при цементировании 2-ой ступени эксплуатационной колонны ………………………………………... 10. Схема обвязки устья скважины противовыбросным оборудованием. 11. Схема обвязки устья скважины колонны головкой и фонтанной арматурой …………………………………………………………………………. 12. Схема обвязки устья скважины противовыбросным оборудованием для освоения ………………………………………………………………………. 13. Схема обвязки устья скважины при освоении скважины пенной системой…………………………………………………………………………….. 14. Схема расположения бурового оборудования и привышечных сооружений на кустовой площадке …………………………………………. 15. Схема водоснабжения и канализации буровой установки …………... 16. Схема расположения оборудования для очистки бурового раствора.. 17. Нормы времени на календарную продолжительность 107

вышкомонтажных работ………………………………………………………… 18. Геолого-технический наряд…………………………………………………….

108

Приложение 2 СВОДНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ НА ОРЕНБУРГСКОМ ГАЗОХИМИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ (к индивидуальному рабочему проекту № 189 на строительство параметрической скважины № 1) ЦЕЛЬ БУРЕНИЯ НА ПЛОЩАДИ

ИЗУЧЕНИЕ ГЛУБИННОГО СТРОЕНИЯ РАЗРЕЗА ЮЖНО - ЛИВНЕВСКАЯ

НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ РАБОЧИЙ

ЦЕЛЬ БУРЕНИЯ

ПОИСКОВОЕ

ПРОЕКТНАЯ ГЛУБИНА

3600 м

МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ

СУША

СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ НА СТАНКОМЕСЯЦ

203 м / ст. мес.

КОМПЛЕКТ БУРОВОГО И СИЛОВОГО F – 500 – ДЭК / 2Р / 94 ОБОРУДОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ НАРАВЛЕНИЕ

630 мм

-

10 м

КОНДУКТОР

426 мм

-

200 м

1- ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА 11- ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА

324 мм 244 мм 146 мм

-

1500 м 2500 м 3600 м

СОСТАВЛЕН В СМЕТНЫХ НОРМАХ И ЦЕНАХ ВВЕДЕННЫХ С 1 ЯНВАРЯ 1985 ГОДА (ПОВТОРНЫЙ МОНТАЖ)

109

Сводный сметный расчет стоимости строительства поисковой скважины на Южно – Линевской площади. Буровая установка F – 500 – ДЭК / 2Р / 94, монтаж повторный NN сметных расчетов

НАИМЕНОВАНИЕ РАБОТ ИЛИ ЗАТРАТ

Базовая стоимость, руб.

Повторное строительство, монтаж прямые затраты

3

в т.ч. осн. зарплата рабочих 4

118031

8919

1273

249

52630

4002

40029

946

119304

9168

937

73412 2851 76263

3974 602 4576

8847 8847

Монтаж установки для испытания скважины Демонтаж установки для испытания скважины Итого по п.п. 7-8

10113 799 10912

789 232 1021

2419 2419

Итого по главе 2

87175

5597

11266

1

1.

1.1

2.

1.1

3.

1.1

4.

1.1

5. 6.

2.1 2.1

7. 8.

2.2 2.2

2

Глава 1 Подготовительные работы к строительству скважины Подготовка площадки буровой, строительство подъездных путей, трубопроводов Разборка трубопроводов, линий передач и др. В т.ч. работы, не учитываемые нормами зимнего удорожания В т.ч. работы,, связанные с охраной и рекультивацией земель Итого по главе 1 Глава 2 Строительство и разборка вышки, привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования и установки для испытания Строительство и монтаж Разборка и демонтаж Итого по п.п. 5-6

Глава 3 Бурение и крепление скважины 9.

3.1

Бурение скважины

376516

48386

10.

3.2

Крепление скважины

140914

11141

Итого по главе 3

517430

59527

Глава 4 Испытание скважины на продуктивность 11.

4.1

12.

4.4

Испытание скважины на продуктивность на трубах в процессе бурения Испытание скважины на продуктивность в эксплуатационной колонне - первый объект

29342

4965

59633

11003

- последующие объекты

45398

15096

110

возврат материалов

5

937

13.

1 4.5

14.

2 Дополнительные работы при испытании – интенсификация, 1-ый объект второй и последующие объекты Заключительные работы

3 11144

4 2752

9505

3570

Итого по главе 4

155022

37386

5

Глава 5 Промыслово-геофизические работы 15.

ВСН 39-86

16.

Пром. геофизические работы (12,3% от суммы по гл. 3-4) Газовый каротаж 120,9*2*5,44

87712

11920

15785

5426

Итого по главе 5

98496

17346

18.

ВСН 39-86 6.1

Глава 6 Дополнительные затраты при строительстве скважин в зимнее время Дополнительные затраты при производстве строймонтажных работ в зимнее время (5,94%) Эксплуатация теплофикационной котельной

29354

19.

6.1

Транспорт топлива для котельной

18419

20.

6.1

Эксплуатация ППУ 1600/100

14569

9962

Итого по главе 6

71481

16227

17.

Снегоборьба 0,4% от гл.гл. 1 и 2

9139 6265

826

Итого по главам 1-6

1049734

145251

12203

145251

12203

Глава 7 Накладные расходы 22.

Накладные расходы на итог 1-6 глав 26,4% от суммы гл. 1-6

277130

Итого по главе 7

277130 Глава 8

23.

Плановые накопления на итог затрат по главам 1-7 (20%) Итого по главе 8 Итого по главам 1-8

265373 265373 1592236

Глава 9 24.

спр.

25.

спр.

26.

спр.

27.

спр.

28.

спр.

29.

спр.

30.

Прочие работы и затраты

8757

Отвод земельного участка (0,55% от суммы итога по гл. гл. 1-8) Лесопорубочный билет (0,52% от суммы итога по главе 1-8) Премиальные доплаты 8,06%

8280

128334

Полевое довольствие (3,89% от суммы итога по гл. гл. 1-8) За работу районов Кр. Севера и приравненных местностях (9,16% от суммы по главам 1-8) Соц. страхование 5,74%

145849

Итого по п.п. 25-30

444552

Лабораторные работы (1,5% от суммы по гл. 3-4)

111

61939

91394

31.

1 9.1

2 Авиаперевозки

3 91973

4

5

32.

9.1

Возврат по наземному транспорту

5622

33.

9.1

Авиаобслуживание

4521

34.

9.2

5677

35.

24370

36.

смета типов спр.

Топографо-геодезические работы 113548*0,05/10 Скважины на воду Возмещение убытков землепользователем 0,1

1592

37.

спр.

Плата за лесовосстановление 0,1%

1592

38.

спр.

858

39.

спр.

Платы за выбросы и размещение отходов (1583+32739)/40 Аренда плавкранов

68762

Итого по главе 9

648363

Итого по главам 1-9

2240599

141521

12203

43292

12390

Глава 10 40.

492785

Геолого-технологический контроль Глава 11

41.

догов.

Проектные работы

48611

42.

догов.

Экспертизы: геологическая, Госгортехнадзора

2100

Итого по главе 11

50711

43. 44.

ВСН39-86 спр.

45.

спр.

46.

спр.

Итого по главам 1-11

2334602

Итого без авиазатрат и аренды плавсредств

2173867

Резерв средств на непредвиденные работы и затраты 5% Резерв средств на ликвидацию геолог. осложнений (2,03 % от суммы по гл.гл. 1-8) Содержание автодорог 1,5% от итога 1-8

108693

6528

32322 23884

47.

догов.

Резерв средств для борьбу с гнусом 0,41% от итога по 1-8 Итого в ценах на 01.01.85 без учета НДС и налога за пользование автодорогами Плата за экологическую экспертизу 0,1%

48.

спр.

Налог на пользование автодорог 2,5%

2571186

спр.

Итого с учетом налога на пользователей автодорогами и плату за экспертизу Налог на добавленную стоимость 20% Всего в ценах на 01.01.85 с учетом НДС

3085423

49.

Составил: Проверил:

112

2506029

157641

12203

157641

12203

2506 62651

514237

Приложение 3 Нормативы капитальных вложений в разработку Наименование нормативов

Величина нормативов

1 1. Сметная стоимость 1м проходки добывающих и нагнетательных скважин 2. Норматив капитальных вложений в оборудование для буровых организаций 3. Норматив капитальных вложений в оборудование для предприятий нефтедобычи 4. Норматив капитальных вложений в оборудование фондовых скважин 5. Норматив капитальных вложений в оборудование газлифтных скважин 6. Коэффициент расчета капитальных вложений в оборудование для прочих организаций 7. Норматив капитальных вложений в сбор и транспорт нефти В Т.Ч." в СМР в оборудование 8. Норматив капитальных вложений в сбор и транспорт газа в т. Ч. в СМР в оборудование 9. Норматив капитальных вложении в комплексную автоматизацию технологических процессов в т. ч. в СМР оборудование 10. Норматив капитальных вложений в технологию обезвоживания нефти в т.ч. в СМР оборудование 11. Норматив капитальных вложений в технологию по обессоливанию нефти в т.ч. в СМР оборудование 12. Норматив капитальных вложений в технологию заводнения нефтяных пластов в т.ч. в СМР оборудование 13. Норматив капитальных вложений в водоснабжение промышленных объектов в т.ч. в СМР оборудование

2

113

1

2

14. Норматив капитальных вложений в очистные сооружения в т.ч. в СМР оборудование 15. Норматив капитальных вложений в электроснабжения и связь в т.ч. в СМР оборудование 16. Норматив капитальных вложений в базы производственного обслуживания НГДУ в т.ч. в СМР оборудование 17. Норматив капитальных вложений в базы производственного обслуживания в т.ч. в СМР оборудование 18. Норматив капитальных вложений в автодорожное строительство III категории в т.ч. в СМР оборудование 19. Норматив отчислений на геолого-разведочные работы 20. Коэффициент для определения прочих капитальных вложений в прочие затраты 21. Годовая норма выбития основных средств − по заводнению нефтяных пластов, доли ед. − по сбору и транспорту газа, доли ед. − по технологической подготовке, доли ед. − общепроизводственного назначения, доли ед. − по оборудованию добывающих скважин, доли ед. 22. Норма амортизационных отчислений на заводнение, доли ед. 23. Норма амортизационных отчислений на реновацию: − по добывающим скважинам, доли ед. − по нагнетательным скважинам, доли ед. 24. Норма амортизационных отчислений на сбор и транспорт нефти, доли ед. 25. Норма амортизационных отчислений на сбор и транспорт газа, доли ед. 26. Норма амортизационных отчислений на технологическую подготовку нефти, доли ед. 27. Норма амортизационных отчислений на объекты общепроизводственного назначения, доли ед. 28. Норма амортизационных отчислений оборудование добывающих скважин, доли ед. 29. Норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт добывающих скважин, доли ед.

114

Приложение 4 Нормативы эксплуатационных затрат в разработку Наименование нормативов 1 1. Норматив затрат на обслуживание добывающих скважин 2. Норматив затрат на закачку воды 3. Норматив затрат на энергию на механическую добычу жидкости 4. Норматив затрат на подготовку нефти 5. Норматив затрат на сбор и транспортировку нефти 6. Норматив затрат на прочие производственные нужды В т.ч. ВМСБ

115

Величина нормативов 2

СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ № 3.1. НА БУРЕНИЕ СКВАЖИНЫ Рабочий проект № 189 Номер расценки по ЕРЕР, коэфты и другие обосновываю щие источники

1 1. 2039 2. 2021

Площадь Южно-Линевская Едини ца измере ния

НАИМЕНОВАНИЕ РАБОТ ИЛИ ЗАТРАТ

2 ЗАТРАТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ВРЕМЕНИ Зарплата при безметражных работах в интервале свыше 1500 м и до 400 м вахта 5 чел. Сдельная зарплата бур. бригады в ин-ле свыше 1500 м и до 4000м, вахта 5 чел, вышка 53м без АСП

Единицы руб.

Подготовительные работы к бурению

Бурение под направление и кондуктор

Бурение под эксплуатационну ю колонну

всего в т.ч. основная з/плата рабочих

количест -во

всего в т.ч. основная з/плата рабочих

количест -во

всего в т.ч. основная з/плата рабочих

колич ест-во

7

8

9

4,5

818 818

88,3

16055 16055

4,5

149 149

88,3

2932 2932

4,5

149 149

88,3

2932 2932

4,5

741

27,5

4525

60,8

10531

3

4

5

6

сут.

173,40 173,40

4

694 694

сут.

181,82 181,82

3. 2050 к=1,5

Зарплата слесаря, работа 2 смены по 12 часов, разведочное бурение

сут.

33,21 33,21

4

4. 2050 к=1,5

Зарплата электромонтера, работа 2 смены по 12 часов, разведочное бурение

сут.

33,21 33,21

4

5. 2085 2086 к=0,5 6. 2075 2076

Материалы и запчасти в разведочном бурении ротором V = 950 м/ст. мес.

сут.

164,56

2

Материалы и запчасти в развед. Бурении турбинным способом V= 950 м/ст. м-ц

сут.

173,20

7. Р2.1.2.

Амортизация отчисления на бур. оборудование при бурении, креплении кондуктором

сут.

731,57

117

4

133 133

329

2926

4,5

3292

всего в т.ч. основна я з/плата рабочих 10

1

2

3

4

5

8.

Р2.1.2.

Амортизация бур. оборудования при бурении, креплении экспл. колонной

сут.

797,91

9.

2416

Износ бурового инструмента при бурении, креплении

сут.

26,85

10.

2419

Износ ловильного инструмента, разведочное бурение

сут.

7,93

11.

2430

Содержание бур. оборудования до 4 станков, ДВС, разведочное бурение

сут.

166,92 56,27

4

12.

2448 к1=3500

Содержание бурильных труб в разведочном бурении, трубная площадка

сут.

110,95 32,90

13.

2501р

Содержание трубобуров при разведочном бурении ротором

сут.

105,27 25,90

14.

2501т

сут.

15.

2696п

284,51 70,01 128,36 26,31

16.

2696

17.

2705

Прокат трубобуров в развед. бурении до 3 станков, на забое 25%, 3 секции Эксплуатация ДВС, развед. бурение 5 двигателей В2-450АВС3 при П3Р при 12 часовой работе дизелиста Эксплуатация ДВС, развед. бурение, 5 двигателей В2-450АВС3 при 12 часовой работе дизелиста Эксплуатация ДВС передвижной электростанции АСДА-200

18. 19.

спр. 2753 к1=0,48

20. 21.

сут.

4

6

8

9

10

88,3

70455

4,5

121

88,3

2371

4,5

36

88,3

700

668 225

4,5

751 253

88,3

14739 4669

4

444 132

4,5

499 148

88,3

9797 2905

4

421 104

4,5

474 117

88,3

1769 435

88,3

17298 4257

4

сут.

377,53 77,39

сут.

69,52

4

Содержание средств контроля Содержание полевой лаборатории по разработке рецептур приготовления и обработки бур. р-ра, разв. Бурение

сут. сут.

43,52 7,83 3,23

4378

Автоспецтранспорт 292 км

сут.

Пр. 6МП

Эксплуатация трактора Т-130 в развед. бурении (СНИП-IV-3-82)

сут.

107

7

513 105 4,5

1699 348

88,3

33336 6834

278

4,5

313

88,3

6139

4 4

174 31 13

4,5 4,5

196 35 15

88,3 88,3

3843 692 285

81,50

4

326

4,5

367

88,3

7196

89,28 25,08

4

357 100

4,5

402 113

88,3

7883 2215

118

22.

1 спр.

2 Содержание перевалочных баз и подбаз

3 сут.

4 126,54

23.

спр.

сут.

24.

спр.

Содержание временных вертолетных площадок и аэродромов Завоз технологического топлива на подбазы

25.

пр. 05-01 п.6-4 пр. 05-01 п. 71 пр. 05-01 п.51 пр. 06-04 п.10 Спр.

26. 27. 28. 29. 30. 31. 32.

пр. 05-01 п.7-1 пр. 05-02 3-017 пр. 05-01

5

6

7 4,5

8 569

9 88,3

10 11173

312,79

4,5

1408

88,3

27619

сут.

31,87

4,5

143

88,3

2814

Порошок бентонитовый (ПМБА)

т

71,22

25,20

1795

Сода кальцинированная

т

78,59

0,25

20

КМЦ-85/6000

т

2333,2

0,13

294

1,116

2604

Графит в мешках

т

245,60

0,463

114

ПАА

т

3077,77

0,063

194

0,248

763

Гипан

т

98,24

0,25

25

4,783

470

ГКЖ

т

859,6

0,463

398

ЛТМ

т

307,0

4,45

1366

16,30

65

81,06

2146

ТРАНСПОРТИРОВКА 33.

4347

т

3,96

кальк.

Материалов и запчастей до долотной площадки Турбобуров с базы экспедиции

34.

т

26,48

35.

кальк

ГСМ с н/базы

т

47,57

36.

кальк

Материалов 4 группы с ЭКБ

т

37.

кальк

Материалов 5 группы с ЭКБ

т

Итого по затратам, зависящим от времени без транспортировки вахт Всего по затратам, зависящим от времени без транспортировки вахт

4,98

1

237

0,71

3

15,69

746

307,9

14647

33,54

26,35

884

1,63

55

28,44

0,39

11

12,33

351

руб руб

0,32

7773 1638 301685 47567

119

16133 2111

277779 43818

1

2 ЗАТРАТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ОБЪЕМА РАБОТ

3

4

2402 к1=0,7 2403 к1=0,7 2390 к1=1,7

Износ бур. труб в интервале 0-500м, разв. бурение роторное Износ бур. труб в интервале 501-1000м, разв. бурение забойным двигателем Износ бур. труб в интервале 1001-1500м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,7; Клбт=0,3

м

41.

2391 к=1,7

42.

2392 к1=1,7

43.

2393 к1=1,7

44.

2407 к1=1,7

45.

2394 к1=1,7

46.

2408 к1=1,7

47.

19-03 7-276 19-03 7-263 пр. 19-03 п.5-27 пр.19-03 п.7-198

Износ бур. труб в интервале 1501-2000м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,53; Клбт=0,47 Износ бур. труб в интервале 2001-2500м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,42; Клбт=0,58 Износ бур. труб в интервале 2501-3000м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,35; Клбт=0,65 Износ бур. труб в интервале 2501-3000м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,35; Клбт=0,65 Износ бур. труб в интервале 3001-3500м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,3; Клбт=0,7 Износ бур. труб в интервале 3001-3500м, разв. бурение турбобуром Ксбт=0,3; Клбт=0,7 Долото шарошечное 393,7 МГВ

38. 39. 40.

48. 49. 50.

7

8

9

10

0,80

500

399

200

379

м

1,90

300

569

500

2844

м

5,69

500

4725

м

9,45

500

6981

м

13,96

430

8240

м

19,16

70

1878

м

26,83

100

2508

м

25,08

400

14042

м

35,10

шт

354,89

1

355

Долото шарошечное 295,3 МГВ

шт

279,98

3

840

Долото трехшарошечное гидромониторное III 190,5 МЗГВ Долото трехшарошечное III 190,5 СВЦ

шт

193,79

1

194

шт

84,73

28

2372

120

5

6

56.

1 пр.19-03 п.7-244 пр.19-03 п.7-473 пр.19-03 п.7-358 19-03 7-316 19-03 7-318 пр.19-03

9 6

10 530

513,30

6

3080

шт

233,32

13

3033

Долото колонковое К187,3/80 З

шт

239,46

21

5029

Долото колонковое К 187,3/80 ТКЗ

шт

286,12

12

3433

Кернорватели

шт

10,21

33

337

57.

19.1040

Калибраторы КЛС-295,3 СТ

шт

620,14

58.

19.10.40

Калибраторы КЛС-190,5 МС

шт

566,11

1

566

59.

пр. 01-14

Износ шурфа 219,1*8,9 (25%)

м

3,70

18

67

60.

2747

Опрессовка бурильных труб

м

800

1120

2445

шт

139

609

475 177

62.

рейс

1

Пробег дефектоскопической установки в два конца Износ снаряда «Недра»

рейс

268,64

1

269

2

537

64.

2750 к1=584 2446 к1=584 расчет

Дефектоскопия концов бурильных труб, переводников на буровой Пробег ЦА 320 в два конца

256 112 108 40 269

3500

61.

0,32 0,14 0,78 0,29 268,64

к-с

1273,61

1

1274

65.

расчет

Износ шарового крана-отсекателя

час

2,03

560

1137

66.

кальк к1=2 кальк к1=2

Транспортировка бурильных труб

т

52,96

31,65

1676

71,06

3763

Транспортировка запасов бурильных труб

т

52,96

1,58

84

3,55

188

51. 52. 53. 54. 55.

63.

67.

2 Долото трехшарошечное III 190,5 СГВ

3 шт

4 88,42

Долото трехшарошечное III 190,5 МСЗ-ГНУ

шт

Долото трехшарошечное III 190,5 ТКЗ

121

5

6

7

8

1

68.

1 кальк

2 Транспортировка обсадных труб для шурфа

3 т

4 26,48

69.

кальк

Транспортировка «Недр» в два конца

т

52,96

70.

кальк

Транспортировка долот, калибраторов на долотную площадку с УПТОиКО Итого по затратам, зависящим от объема работ

т

3,96

Всего по затратам, зависящим от объема в том числе основная зарплата, Всего по сметному расчету без транспортировки вахт В том числе основная з/плата

руб руб

5 0,86

6 23

0,70 23 0

руб

74831 819 376516

руб

48386

Составил:

7

8

3 5514 152

Проверил:

122

9

10

1,55

82

2,51

10 69294 667

СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ № 4-4 ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ Рабочий проект № 189 Площадь Южно-Линевская Номер расценки по ЕРЕР, коэф-ты и другие обосновываю щие источники

Единица измерен ия НАИМЕНОВАНИЕ РАБОТ ИЛИ ЗАТРАТ

Стоимость единицы, руб.

Первый объект с буровой установки

Второй и последующие объекты с передвижного станка

всего в т.ч. основная з/плата рабочих 4

Количество

количество

30,34

1

2

3

1.

2026

ЗАТРАТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ВРЕМЕНИ Зарплата при испытании с бурового станка ин-л свыше 1500м до 4000м, бригада по испытанию

сут.

134,59 134,59

2.

2032

сут.

3.

2050 к=1,5

Зарплата при испытании с агрегата А-50 в 3 смены ин-л свыше 1500м до 4000м вахта 3 человека Зарплата доп. слесаря 4 разряда, развед. бурение, работа 2 смены по 12 часов

106,41 106,41 33,21 33,21

4.

2050 к=1,5

Зарплата электромонтера, 4 разряда, развед. бурение, работа 2 смены по 12 часов,

сут.

5.

2051 прим. 2085 2086 к=0,5 2085 2086 к1=0,105 р2.1.2.

Зарплата дежурного оператора, разведочное бурение, работа круглосуточная Материалы и запчасти в разведочном бурении ротором V = 950 м/ст. мес.

6.

7. 8.

1008 1008

33,21 33,21

30,34

1008 1008

30,34

сут.

37,23 37,23 49,41

1130 1130 1499

Материалы и запчасти в развед. Бурении турбинным способом V= 950 м/ст. м-ц

сут.

34,59

Амортизация отчисления на бур. оборудование при испытании первого объекта

сут.

756,36

30,34

30,34

7

всего в т.ч. основная з/плата рабочих 8

4083 4083

30,34

123

сут.

5

всего в т.ч. основная з/плата рабочих 6

22948

48,88

5201 5201

48,88

1820 1820

48,88

1691

1

2

3

4

5

6

7

8

9.

р.2.1.2.

Амортизационные отчисления на оборудование при испытании второго и последующих объектов

сут.

195,15

48,88

9539

10.

2821

Эксплуатация агрегата А=50 при испытании

сут.

48,88

11.

2417

Износ бурового инструмента при испытании скважин

сут.

84,64 38,12 9,58

30,34

291

48,88

4137 1863 468

12.

2420

Износ ловильного инструмента при испытании скважины

сут.

2,55

30,34

77

48,88

125

13.

2430 2696-1

166,92 56,27 166,11 34,05

30,34

14.

Содержание бур. оборудования, ДВС, до 4 станков, разведочное бурение Эксплуатация ДВС В2-450АВС3 при испытании первого объекта при 12-ти часов. работе дизелиста

5064 1707 5040 1033

15.

2705

Эксплуатация дизель-генераторной станции АСДА-200

сут.

69,52

30,34

16.

2704-1

сут.

3293 1530

30,34

18.

2753-1 к=0,48 прил.3

сут.

67,37 31,30 7,83 3,23 38,70

48,88

17.

Эксплуатация дизель-генераторной станции АСДА-100 при испытании послед. объектов Содержание полевой лаборатории по разработке рецептур промывочной жид-ти и ее обработке Содержание средств контроля

30,34

238 98 1174

19.

4378

Автомобильный спец. Транспорт при испытании

сут.

81,50

30,34

2473

48,88

3984

20.

пр.6 МП к1=12 3.1.5

Эксплуатация трактора Т-170 в испытании после разведочного бурения (СниП-IV-3-82) Содержание временных вертолетных площадок

сут.

89,28 25,08 5,30

30,34

2709 761 161

48,88

4364 1226 259

21.

сут.

сут.

124

сут.

30,34

30,34

2109

48,88

1 22.

кальк.

23.

кальк.

2 ТРАНСПОРТИРОВКА Материалов и зап. частей с УПТОиКО до складов экспедиции ГСМ Итого по затратам, зависящим от времени без транспортировки вахт Всего по затратам, без транспортировки вахт в том числе основная зарплата Стоимость одних суток испытания

3

4

5

6

7

8

т

3,96

1,44

6

1,63

6

т руб.

47,57

49,69

2364 53380 10827

23,07

1097 35985 11640

руб. руб. руб.

89365 22468 1759,41 356,87

736,18 238,14

ЗАТРАТЫ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ОБЪЕМА РАБОТ 24.

2740

Работа ЦА-320 при испытании, тампонажный цех

час

25,81 14,67

47,37

1223 695

75,31

1944

25.

2740 к=0,6

Дежурство цементировочного агрегата

час

15,49 8,80

68,07

1054 599

136,37

1105 1200

26.

2741

Работа СМН-20

час

36,40 14,22

1,77

64 25

3,31

120 47

27.

3125

Эксплуатация глубинной лебедки

час

11,78 4,32

72,0

848 311

144,0

1696 622

28.

3126 к=584 2750 к=584

Пробег глубинной лебедки

час

1

рейс

1

245 3 269

2

Пробег цементировочного агрегата от базы до буровой в 2 конца

245,28 2,59 268,64

2

491 5 537

30.

2750 к=584

Пробег цементосмесительной машины от базы до буровой в 2 конца

рейс

268,64

1

269

2

537

31.

2736

Работа ЦА по установке цементных мостов

агр/оп

145,99 62,24

1

146 62

2

292 124

29.

125

1

2

3

4

5

6

7

8

опер

4

310 176

8

т

77,43 44,01 72,96

3,41

619 352 249

32.

2748

33.

05-01

Опрессовк перфорационной задвижки, ФА, устьевого оборудования и цем моста Глинопорошок бентонитовый ПМБА

34.

05-01

КМЦ-85/500

т

2333,2

0,05

114

35.

24-19-57 п 4-6 05-01

ФХЛС

т

276,3

0,018

5

Тампонажный цемент

т

49,54

2,00

99

3,96

196

0,272

234

7,94

266

36. 37.

05-01 1-1446

Сульфонол

т

859,6

0,136

117

38.

кальк.

Транспортировка фонтанной арматуры в 2 конца

т

56,04

1,2

67

39.

кальк.

Транспортировка НКТ в оба конца

т

52,96

27,72

1468

40.

кальк.

Транспортировка материалов 4 гр

т

33,54

2,20

74

Итого по затратам, зависящим от объема работ без транспортировки вахт

руб. руб.

Всего по затратам, зависящим от объема работ в т.ч. основная зарплата

руб. руб.

15666 3632

Всего по сметному расчету без транспортировки вахт в т.ч. основная зарплата

руб. руб.

105031 26100

Составил Проверил

126

6253 176

9413 3456