|
Газопромыслового хозяйства
Полностью автоматизированные или телемеханизированные неф-те- и газопромысловые управления приравниваются по оплате труда ИТР к категории на единицу ниже. Это заинтересовывает коллективы работников в техническом прогрессе.
Разработку и эксплуатацию газовых и газоконденсатных месторождений осуществляют газопромысловые управления. Типовая (примерная) производственная структура газопромыслового управления приведена на рис. II.3.
Нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы входят в производственные объединения и функционируют как производственные единицы.
Так ведется синтетический учет основных средств на самостоятельных предприятиях, на которые распространяется «Положение о социалистическом государственном производственном предприятии». В нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности такими предприятиями являются управления буровых работ (УБР), некоторые газопромысловые управления (ГПУ) и нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), а также нефтеперерабатывающие и нефтехимические комбинаты (НПК и НХК).
Нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы реализуют свою продукцию— нефть, попутный и природный газ и нефтепродукты — согласно договорам, заключаемым с покупателями, основными из которых являются система нефтеснаба и управления магистральных газопроводов Министерства газовой промышленности СССР. В договорах указываются количество, качество, ассортимент и сроки поставок, расчетные цены, формы расчетов и санкции за нарушение договорных обязательств.
Таким образом, транспортные расходы в оборот по реализации не включаются. В нефтяной и газовой промышленности сдача продукции в основном происходит на месте и отгрузка производится самим покупателем, например местным управлением Главнеф-теснаба. Поэтому нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы-поставщики транспортных расходов не несут.
Форма расчетов посредством плановых платежей очень удобна и для поставщиков, и для покупателей. Она, во-первых, ускоряет расчеты, так как платежи совершают в строго установленные сроки, не ожидая поступления счетов — платежных требований; во-вторых, она сокращает техническую работу счетного аппарата, так как отпадает необходимость в выписке и проверке платежных документов по каждой отдельной поставке. В нефтяной промышленности эта форма расчетов очень распространена. Объясняется это тем, что расчеты по поставкам нефти и нефтепродуктов носят устойчивый, стабильный характер. Нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, нефтеперерабатывающие заводы и другие предприятия, связанные с производством и сбытом нефти, газа и нефтепродуктов, сдают свою продукцию более или менее равномерно и обычно одним и тем же покупателям. Значение этой особенности нефтяной и газовой промышленности для организации расчетов в порядке плановых платежей трудно переоценить, если принять во внимание огромный объем внутрипромыщ-ленных расчетов, связанных с продвижением нефтяной продукции от места ее производства (добычи) к потребителю. Именно поэтому плановые платежи в сочетании с децентрализованными зачетами взаимных требований занимают ведущее место в системе расчетов нефтяных и газовых предприятий.
Разработку и эксплуатацию газовых и газоконденсатных месторождений осуществляют газопромысловые управления. Типовая (примерная) производственная структура газопромыслового управления приведена на рис. II.3.
Нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы входят в производственные объединения и функционируют как производственные единицы.
Нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы реализуют свою продукцию (нефть, нефтяной и природный газ и нефтепродукты) согласно договорам, заключаемым с покупателями. В договорах указываются количество, качество, ассортимент и сроки поставок, расчетные цены, формы расчетов и санкции за нарушение договорных обязательств. Выполнение заказов и договоров в настоящее время служит главнейшим критерием оценки деятельности предприятий и материального стимулирования трудовых коллективов.,.
Таким образом, транспортные расходы в оборот по реализации не включаются. В нефтяной и газовой промышленности сдача продукции в основном происходит на месте и отгрузка производится самим покупателем, например местным управлением Главнефтеснаба. Поэтому нефтегазодобывающие и газопромысловые управления, а также нефтеперерабатывающие заводы-поставщики транспортных расходов не несут.
Мессояхского месторождения значительно хуже, чем по другим месторождениям. Это обусловлено сравнительно небольшими деби-тами скважин (примерно 150 тыс. м3/сут) и главным образом неблагоприятными климатическими условиями и удаленностью района. Последнее приводит к значительному удорожанию стоимости строительства и эксплуатации объектов газопромыслового хозяйства. Так, стоимость бурения скважин здесь почти в 10 раз выше стоимости бурения скважин такой же глубины на Северном Кавказе. Удаленность месторождения и неблагоприятные климатические условия вызывают необходимость увеличения транспортных расходов, стоимости ремонтных работ, затрат на обслуживание объектов газопромыслового хозяйства.
Согласно проекту разработки Ачакского месторождения в перспективе для поддержания достигнутого уровня добычи газа будут вводиться скважины и другие объекты газопромыслового хозяйства, что приведет к некоторому ухудшению экономических показателей разработки месторождения.
По мере разработки месторождения в связи с необходимостью ввода новых скважин, газосборных сетей и прочих объектов газопромыслового хозяйства увеличивается себестоимость добычи газа. По многим крупным газовым месторождениям себестоимость добычи газа за период извлечения основных запасов газа по сравнению с первыми годами разработки увеличивается в 2 раза и более.
Для первого из рассматриваемых вариантов затраты на разработку месторождения, рассчитанные без учета фактора времени, составят за весь срок разработки 66 млн. руб.; второго — 90 млн. руб. и третьего — 120 млн. руб. Рост затрат обусловлен тем, что повышение годовых отборов газа требует ввода дополнительного числа скважин и объектов газопромыслового хозяйства. Прибавленная продукция, исчисленная без учета фактора времени, одинакова по всем вариантам и составляет за весь срок разработки — 1944 млн. руб. Однако по первому из рассматриваемых вариантов наибольшее количество прибавленной продукции требуется в первые годы, третьему — в последние. Поэтому при расчете суммарных затрат на добычу газа и прибавленную продукцию с учетом фактора времени наибольшие затраты будут для первого варианта, минимальные — для третьего (форсированной разработки месторождения). Таким образом, если пользоваться рассмотренной методикой, то разработку месторождения следует осуществлять по третьему из рассматриваемых вариантов и основные запасы газа следует извлекать при годовых отборах 40 млрд. м3/год, т. е. за три года. Очевидно, разработка такой залежи за три года нерациональна. При установлении годового отбора надо учитывать необходимость обеспечения на длительный срок газом потребителей, рассредоточения затрат на добычу газа и др. Так, при разработке месторождения с годовым отбором 40 млрд. м3 скважин потребуется в 3,3 раза больше, чем при отборе, 12 млрд. м3, и такое увеличенное число скважин надо будет пробурить в 3 раза быстрее.
Примечание. Исходные данные для расчета затрат на разработку месторождения приняты применительно к условиям разработки месторождений Северного Кавказа (см. расчеты затрат по табл. 9.2), стоимость замыкающего топлива в местах потребления газа за вычетом затрат на разведку итранспорт газа—18 руб/1000 м3. Показатели добычи газа рассчитаны исходя из ввода всех объектов газопромыслового хозяйства к началу разработки.
При рассмотрении стадий разработки было показано, что большинство месторождений проходит периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи. Эти периоды различаются размерами годовой добычи газа и соответственно числом скважин и прочих объектов газопромыслового хозяйства. Наибольшее количество газа добывается в течение периода постоянной добычи, в это время годовые отборы газа достигают максимальной величины, и проектная производственная мощность промысла определяется, исходя из необходимости обеспечения годовой добычи газа за этот период.
основные параметры прочих сооружений газопромыслового хозяйства и объектов, требующих значительных капиталовложений (объекты служебно-эксплуатационного блока, дороги, водоводы, ремонтная база, объекты жилищного строительства и др.);
Экономические показатели рассчитываются на основе нормативов н укрупненных показателей (разработанных институтами ВНИИгаз, ВНИИЭгазпром, ВНИПИгаздобыча, ВНИПИтрансгаз и др.), в которых учитываются затраты на отдельные объекты газопромыслового хозяйства (скважины, обвязки скважин, газосборные сети, установки НТО, холодильные установки, ДКС, объекты общепромыслового назначения и др.). Однако применительно к условиям разработки отдельных месторождений в нормативы стоимости указанных объектов необходимо вносить коррективы. Необходимо также иметь в виду, что нормативы разработаны преимущественно для месторождений, расположенных в освоенных районах европейской части СССР. При расчете затрат на добычу газа в удаленных необустроенных районах с иными естественно-географическими условиями, нормативы должны быть скоррективаны с учетом районных коэффициентов.
К началу эксплуатации месторождения, как указывалось выше, вводится лишь часть скважин и промысловых объектов, остальные — по мере его разработки. Капитальные вложения в строительство скважин и объектов газопромыслового хозяйства, обеспечивающие заданную проектом разработки добычу газа в начальный период
эксплуатации месторождения, называются первоначальными. Их обычно рассчитывают за время нарастающей добычи газа или за период опытно-промышленной эксплуатации. Капитальные вложения в разработку месторождения необходимо осуществлять и после выхода на постоянную добычу для сохранения достигнутого уровня добычи газа. Вложения в скважины и объекты газопромыслового хозяйства, предназначенные для поддержания заданной добычи на постоянном уровне, называются дополнительными.
Точные расчеты капитальных вложений в добычу газа производятся на основе смет на строительство отдельных объектов газопромыслового хозяйства. При составлении проектов разработки обычно ограничиваются расчетом ориентировочных значений капитальных вложений, которые можно определить по нормативам и укрупненным показателям. В таких расчетах учитываются затраты по объектам или группе объектов, требующих значительных капитальных вложений. Анализ структуры капитальных вложений в добычу газа позволил установить следующий перечень наиболее капиталоемких производственных объектов газовых и газоконденсатных месторождений:
Городских поселениях Городской местности Городское население Горючесмазочных материалов Гостиничное хозяйство Государствам участникам Государства находятся Государства осуществляется Гарантирует выполнение Государства участники Государственный муниципальный Государственный внутренний Государственные ассигнования вывоз мусора снос зданий
|
|
|
|
Навигация
