CC BY
20
УДК 330.15+338.27 Н.И. Пляскина
ИЭОПП СО РАН, Новосибирск
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РАЙОНА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИМИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ БОВАНЕНКОВСКОЙ ЗОНЫ ЯМАЛА)
N.I. Plyaskina
Institute of Economics and Industrial Engineering of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences (IEIE SB RAS), prosp. acad. Lavrentieva, 17, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
FORECASTING OF RESOURCES DEVELOPMENT IN GAS EXTRACTION REGION: IMITATING MODELING (BY THE EXAMPLE OF BOVANENKOGO ZONE OF YAMAL)
Current report offers the approach to forecasting development of gas resources in region with use of the imitating modeling. The approach allows choosing economically effective variant. The algorithm of calculation and the program complex are developed. Realization of the approach is executed by the example of gas fields Bovanenkogo zone of peninsula Yamal.
Актуальность проблемы. Полуостров Ямал является одной из наиболее перспективных нефтегазоносных провинций, имеющих максимальную подготовленность запасов к разработке. На его территории открыто 26 месторождений углеводородного сырья. Потенциальные ресурсы газа на Ямале с учетом прилегающей акватории оцениваются в 50,5 трлн м , жидких углеводородов - более 5 млрд т. Промышленные запасы газа составляют около
-5
13 трлн м , конденсата - 250,5 млн т (извлекаемые), нефти - 291,8 млн т (извлекаемые) [1, с. 239]. ОАО «Газпром» определило полуостров Ямал регионом стратегических интересов компании. Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуострове до 250
3
млрд м в год.
Освоение месторождений Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон - Бованенковской, Тамбейской и Южной. Бованенковская зона включает три базовых месторождения - Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. В соответствии с перспективным балансом ОАО «Газпром» к 2011 году из залежей Бованенковского месторождения в
-5
единую газотранспортную систему России должно быть подано 15 млрд м углеводородного сырья.
Планирование разработки группы углеводородных месторождений на длительную перспективу - сложный процесс, требующий учета большого количества факторов и огромных инвестиций. Поэтому в строгой постановке решение данной задачи вряд ли целесообразно ввиду длительности рассматриваемого периода, стохастической природы многих геолого-промысловых и экономических параметров. Освоение и разработка месторождения является крупным инвестиционным проектом, реализация которого может осуществляться множеством различных вариантов. В этих
условиях наиболее адекватным методом моделирования разработки группы месторождений является имитационное моделирование, позволяющее учесть особенности условий природопользования и рыночного механизма управления. Нами выделено две последовательных стадии прогноза, для каждой приведены экономико-математические модели.
Этапы прогнозирования освоения ресурсов газодобывающего района. Первая стадия - формируются варианты разработки месторождений, которые учитывают условия недропользования и экономические факторы. На этой стадии прогноза используется имитационная модель разработки месторождения. Имитационная модель месторождения является генератором вариантов добычи и экономических показателей по этапам развития с учетом особенностей недропользования, охраны природной среды, ограниченности и неопределенности запасов и дебитов скважин. Блок-схема алгоритма расчета вариантов разработки газового месторождения представлена на (рис. 1)\ По каждому варианту определяются годовые объемы добычи углеводородных ресурсов, объемы и сроки потребляемых ресурсов, а также интегральные затраты в целом по варианту.
Любая модель - это всегда идеализация некоторой ситуации. При построении данной модели использовались следующие допущения:
1. Месторождения разрабатываются системой «средних» скважин, имеющих среднюю для месторождения глубину, дебит, коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
2. Начальный дебит средней скважины является постоянным в течение всего периода нарастающей добычи.
1 1 - ввод исходных данных; 2 - вычисляется величина критического пластового давления, до которого поддерживается постоянный дебит скважин; 3 - вычисляется максимальная продолжительность периода нарастающей добычи; 4 - задается продолжительность периода нарастающей добычи для рассматриваемого варианта; 5 - вычисляется продолжительность периода естественной постоянной добычи; 6 - вычисляется величина пластового давления; 7 - вычисляется дебит скважин по годам периода искусственной постоянной добычи за счет дополнительных скважин; 8 - вычисляется количество скважин, которое необходимо пробурить для поддержания постоянного годового отбора газа из месторождения (0П); 9 - вычисляется величина пластового давления; 10 - вычисляется дебит скважин; 11 -вычисляется суммарный отбор газа из месторождения к данному году, определяется переход на компрессорную добычу; 12 - вычисляется пластовое давление; 13 - вычисляется величина давления на входе в дожимную компрессорную станцию (ДКС); 14 - вычисляется количество перекачивающих агрегатов на ДКС, необходимых для поддержания постоянной добычи в рассматриваемом году, их общее количество; 15 - расчет экономических показателей по годам разработки: капительных вложений (Кг), эксплуатационных (3^ и интегральных (Ц) затрат.
3. Скважины размещаются равномерно на площади газоносности, что обуславливает равномерное снижение пластового давления, определяющегося уравнением материального баланса залежи.
4. Фильтрационные коэффициенты сопротивления притоку газа из пласта к скважине не изменяются в течение всего периода эксплуатации.
1. Ввод исходных данных \
2.Вычисляется:
Ркр ю=№ е28++ о ю2
I
З.Вычисляется:
_,г 1 2 а I>'-Р"-+1_1 1» пр _ ^ 2
4 н<
т
4. Задается 1 < < <Ц'
8. Выч! м =Л<3»-' сляется: ,/ = 1,2,..., г, -г2
9. Вычисляется: АО" Р =Р 11 / = 12 г г
11. Вычисляется: 13. Вычисляется: Р р ^_ еых ^ |
\ \
12. Вычисляется
о
р = р
Дг+/ Дг+/-1
14. Вычисляется
Ада , =
Я ГПА
т .
4_VI
т
15. Расчет экономических показателей по годам разработки К" , Э" , 17" = ^ + Э.
Рис. 1. Блок-схема алгоритма расчета вариантов разработки месторождения
Вторая стадия - оценка и выбор эффективного варианта разработки группы месторождений производится с использованием методов анализа
ы 1
инвестиционных проектов на основе денежных потоков в соответствии с реальными возможностями месторождений, определяемыми разведанными запасами, геолого-промысловыми характеристиками и экологическими факторами. Выбор наилучшего варианта проводится по показателям чистого дисконтированного дохода (ЧДД), внутренней нормы доходности (ВНД) и срока окупаемости инвестиций (Т), которые позволяют оценить влияние различных экономических факторов (налогов, ставки банковского процента, темпов инфляции, нормы дисконтирования, цен и др.). Для оценки эффективности вариантов применяется достаточно хорошо разработанный и широко используемый метод оценки эффективности инвестиционных проектов на основе методики, рекомендуемой ЮНИДО и Всемирным Банком [2].
Формирование эффективного варианта разработки группы месторождений достигается путем проведения одного или нескольких циклов расчетов по указанным моделям. Определяющую роль при выборе оптимального варианта играют вопросы эффективности инвестиций, конъюнктура мирового рынка углеводородов и налоговая система. Вводится функционал J, равный отношению ЧДД проекта к объёму газа, добытому за время реализации проекта. При прочих равных условиях возникает динамическая задача с дискретным временем максимизации значения удельной прибыли. Ядром предлагаемой системы прогноза является имитационная модель разработки отдельного месторождения.
Метод решения задачи выбора эффективного варианта представляет собой организацию полного перебора возможных вариантов. На каждом шаге работы имитационной модели происходит вычисление объёмов добычи, доходов и расходов, а в конце работы выдаётся значение функционала и динамика добычи по району в целом. Построенный алгоритм был реализован на персональном компьютере с помощью интегрированного в Microsoft Excel языка программирования Visual Basic Access.
Анализ результатов расчетов. Результатом расчетов являются построенные сценарии разработки группы месторождений, динамика разработки, денежные потоки по годам разработки, значения объёмов добычи по каждому из месторождений, коэффициент извлечения газа (КИГ), ЧДД и срок окупаемости.
В работе приведен пример использования алгоритма расчетов для нахождения оптимальных вариантов разработки группы месторождений Бованенковской зоны полуострова Ямал. В настоящие время на Бованенковской зоне ведется подготовка к обустройству Бованенковского месторождения, ввод в эксплуатацию которого планируется на 2011 год. Одновременно с этим будут вестись работы по прокладке магистрального газопровода и созданию инфраструктуры для двух других месторождений. Ориентировочные сроки ввода в разработку Харасавэйского и Крузенштернского месторождений - 2014 и 2017 годы, эти сроки выступают в качестве ограничений модели, начало планируемого периода - 2008.
В расчётах были приняты следующие условия при выборе эффективного варианта разработки группы месторождений:
1. Начальные инвестиции по каждому месторождению осваиваются равными частями, начиная с года, предшествующему двум годам до ввода месторождения в разработку.
2. Осуществлено разделение рынков сбыта в пропорции: внутренний -60% и экспортный - 40%.
3. Принята линейная зависимость повышения цен на газ: для внутреннего рынка - 15% в год, для экспортного - 10% в год, за основу взяты цены на газ на 2011 год по внутреннему рынку - 100 долл США/тыс м , по экспортному - 350 долл США/тыс м3.
Ниже приведена динамика основных показателей для оптимального варианта разработки группы месторождений.
Чистый дисконтированный доход
Чистый дисконтированный доход при ставке дисконтирования 10% составляет 174 млрд долл. США. Срок ввода месторождений по оптимальному
варианту составляет для Харасавэйского - 2011 г., Крузенштернского - 2014 г., продолжительность периодов нарастающей добычи Бованенковского месторождения - 9 лет, Харасавэйского и Крузенштернского - 6 лет. Общее количество лет разработки - 57. Коэффициент извлечения газа равен 0,721. Ближайшие к оптимуму варианты развития отличаются лишь сроками ввода месторождений, но не темпами разработки.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Пляскина Н.И. Прогнозирование комплексного освоения углеводородных ресурсов перспективных районов: теоретические и методологические аспекты). - Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2006, 20 п.л. (328 с).
2. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 2001. - 832 с.
© Н.И. Пляскина, 2009
