3.5 Қабатқа қайта газ айдау арқылы қабат қысымын ұстау мақсатында моделдеу кезінде алынған мәліметер

Қарашығанақ мұнай-газ-конденсат кен орынын игеру барысында пайдаланушы ұңғыларының жұмысының тоқталуы себебі қабат қысымы кондесация қысымынан белгілі уакыт аралығында түсіп кетуі. Бұл кезегінде конденсат тығынына алып келеді. Сондықтан осындай ұңғылар өз тиімділігн жоғалтақанымен қоса, ұңғының өзіндік құнын толығымен ақтамайды.

Дипломдық жоба мақсаты қабат қысым ұстау үшін қабатқа қайта газ айдау тиімділігін дәлелдеу арқылы мұнайды алып шығу коэффициентін арттыру. Ол үшін Eclipse-300 моделдеу бағдарламасы арқылы игерудің екі режимін қарастырылды.

1. Қабаттың табиғы сарқылу;

2. Қабатқа 40% құрғақ газды қайта айдау.

Моделдеу нәтижесәнде келесі мәлеметтерге ие болды (3.1-сурет және 3.2-сурет):

3.1-сурет. Табиғи сарқылу кезінде қабат қысымының төмендеуі

3.2-сурет. 40% құрғақ газ айдау кезінде қабат қысымының төмендеуі

3.3-сурет. Табиғи сарқылу кезінде мұнайды алып шығу коэффициентінің өзгерісі

3.2-сурет. 40% құрғақ газ айдау кезінде мұнайды алып шығу коэффициентінің өзгерісі

Екі режимды салыстыру кезінде 3.4-кестедегі мәліметке қол жеткіземіз.

3.4-кесте. Табиғы сарқылу мен 40% құрғақ газ айдаудың технологиялық көрсеткіштер

Игерудің нұсқа түрі	Тәулік	Жыл	Бастапқы қабат қысымы, Pбас. қаб		Соңғы қабат қысымы, Pсоң. қаб.		Қысым өзгерісі, P= Pбас. қаб-Pсоң. қаб.		МАШК (КИН), %
			PSI	Bar	PSI	Bar		Bar
Табиғи сарқылу	3286	9	8185,95	564,4	7506,7	517,6		46,8	2,3
40% құрғақ газ айдау					8026,3	553,4		11	3,6

4 Экономикалық бөлім

4.1 Ұңғыманы игерудің технико-экономикалық көрсеткіштері

Диплом жұмысының бұл бөлімінде көмірсутек шикізатын сатудан түскен пайданы анықтаудың негізгі экономикалық тиімділік көрсеткіштері, пайдаланудың экономикалық негізделген уақытын анықтау, кен орынды игерудің техника-экономикалық көрсеткіштері сондай-ақ игерудің барлық уақыт аралығындағы Қарашығанақ кен орнын экономикалық бағалау келтірілген. Есептеулер ағымдағы баға бойынша жүргізілді, яғни инфлияцияны ескеріп, сондай-ақ есептелген баға бойынша да, яғни инфлияцияны ескерусіз.

Өнімді бөлу туралы келісім бойынша (ӨБК) шығындарды ескеріп, «КПО.Б.В.» компанияның 1992 ж бастап бонустық төлемдерін, алдыңғы жылдардағы шығындарды ескеріп игерудің тиімділігі 1992-2010жж аралығында бағаланды.

Пайдаланудың экономикалық негізделген уақытын анықтау

Пайдалы қазбалар кен орнының экономикалық бағалау деп, біздің жағдайда мұнайгазконденсантты, уақыт факторын ескеріп, яғни Таза келтірілген пайданы, кен орынның қорын пайдалану нәтижесін (ақшалай түрде) анықтау деп түсінеміз.

Кен орынды ақшалай бағалаудың есептеу көрсеткіші (NPV) өндірілген өнімнің құндылығымен уақыт факторын ескеріп қорды алу уақытында шыққан жалпы шығындардың (пайдалану және күрделі) арасындағы айырым.

(5.1)

мұнда Т-кен орынды бағалаудың есептелген уақыты (немесе оның бөлігі), есептелген жылдан бастап қорды алу уақытына дейін ;

Z-t жылының басымен есептелген жылдық өнімнің құны (маркетингпен бағалауды жүргізудің бастапқы кезеңіндегі мәніне сәйкес );

S- пайдаланудың t жылында күрделі және пайдалану шығындарының суммасы;

Е- әр уақыттағы шығындармен нәтижелерді келтіру үшін норматив (дисконт=10% болғандағы дисконттау факторы);

t- ағымдағы есептелген жыл;

Кен орынды игерудің экономикалық негізделген уақыты жобалау кезеңінде ең үлкен уақыт болып табылады, бұл кезде мына шарт орындалады:

(5.2)

мұнда «Кжәне Э» сәйкесінше t-жылғы күрделі салымдар және пайдалану шығындар.

Кен орны бойынша ақырғы мұнайалу коэффициенті .Игерудің экономикалық негізделген уақыт аралығындағы газ және конденсант қорларының бастапқы геологиялық қорға қатынасы болып табылады.

Пайдалану шығындарын анықтау

Пайдалану шығындары 8 негізгі категорияға бөлінеді және бұл шығындар қайтарылу керек.

Оларды күрделі жөндеу категориясы өндіру және айдау ұңғыларын ағымдағы жөндеу шығымы келісім бойынша сынауға кеткен шығындар персонал категориясында компанияның жергілікті және шетел жұмысшыларына тиісті еңбек ақы, салық, жәрдем ақы төлемдер бойынша шығындар ескеріледі.

Өндіріс категориясы химиялық реагенттерге және кәсіпорын қондырғыларында қолданылатын басқа да керекті материалдарға кеткен шығындарды ескереді.

Кәсіпорын қондырғыларына және құбырларға, басқа да жабдықтарға техникалық қызмет көрсетуге кеткен шығындар күрделі салымдардың барлық категориясы бойынша есептелінеді, сондай-ақ асханаға қызмет көрсетуді, тұрғын үйге кеткен шығындарды, телебайланыс жүйесіне және автотранспорт қызметіне кеткен шығындар кіреді. Кәсіпорын қондырғыларын, жабдықтарын, материалдарын және құбырларды тасымалдаған кезде сақтандыруға кеткен шығындар күрделі салымдар құрамына кіреді.

Жанама шығындар ─ компанияның кен орнында басқару қызметін атқарып отырған шетел мамандарының еңбекақысына кеткен шығындар, және жергілікті басқару аппаратының еңбекақысына кеткен шығындар, яғни әкімшілік шығындар, шетел мамандарын кәсіпорын алаңына тасымалдау шығындары және кен орнына бойынша тасымалдау шығындары.

Төлемдер және жәрдем ақы категориясына жұмыссыздық бойынша және жергілікті мамандарды оқытуға төленетін шығындар.

Күрделі салымдарды анықтау

Күрделі салымдар және пайдалану шығындарын анықтау бойынша моделі кен орынды игеру жобасы бойынша негізгі қондырғылар түрі модуль түрінде жобалануына және монтаждалуына негізделген (мысал қуаттылығы 4 млрд.м/жыл болатын газды тазарту қондырғысы қуаттылығы 2 млрд.м/жыл болатын 2 модульдан тұрады), бұлар арнайы шығын блогына кіреді, ал шығын блоктары біртекті категорияға кіреді. Шығын блоктары модуль санын, модуль бағасына көбейту арқылы есептелінеді. Кейін шығын блоктары қосылып белгілі категорияға енеді.Мұндай икемді модель бір шығын блоктарын пайдаланып , маркетингтің әр түрлі нұсқаларына немесе өндірудің әртүрлі профильдеріне негізделген кен орынды игерудің әр түрлі нұсқаларын салыстыруға мүмкіндік береді.

Ақша ағымдарын анықтағанда дисконттау қолданылады, яғни бұл әр уақыттағы шығындар мен нәтижелерді бір уақыт моментіне келтіру әдісі, қазіргі жағдайдан болашақ кірістерден көрсетеді. Интегралды көрсеткіштердің мәнін есептегенде баға масштабының жалпы өзгеруін есептен алып тастау үшін, бірақ баға құрылымының өзгеруін (инфляцияға байланысты болатын) сақтау үшін келтірулер жасалды. Коэффициенттің мәнін енгізгенде дисконттау негізінен қарыздық пайыздың (пайыздық қойылым) орта деңгейіне тәуелді. Біздің жағдайда дисконттық қойылым 10% деңгейде қабылданған.

• ӨБҚ бойынша шығындар Күрделі салымАлдыңғы ж-ғы шығындар

• Әлеуметтік шығындар Пайдалану шығындарыБонустар

Кіріс салығы және дивиденттер Кіріс салығынан шыққан таза нәтижеЖол қорына салық

4.1-сурет.Келісім кезеңіндегі «Қарашығанақ петролиум опперетинг.Б.В» компаниясының шығындар құрылымы,млн.$

Есептелген бағада дисконтта 10% болғанда таза келтірілген құны (NPV), млн.$

4.2-сурет. Жалпы жоба бойынша келісімнен кейінгі кезеңінде 2038-2084 жж дисконт 10% болғанда өнімді есептелген (инфлияцияны ескерусіз) бағада құнысатудан түскен таза келтірілген (NPV) , млн. $ -(40% айдау нұсқасы).

4.2-суретте (ақшаны бағалауды есептеу нәтижелері бойынша алынған), негізгі нұсқа бойынша келісімнен кейінгі уақыттағы пайданың интекаторлық қисығы көрсетілген, яғни ҚР-ның жиналған ақша ұңғымының динамикасы және таза келтірілген пайда(NPV), мұнда 2084 ж ақшалай баға нольге жақындығы байқалады, яғни бұл жыл игерудің соңғы жылы болуы мүмкін. Игерудің барлық уақытында 773,1 млрд.м/газ және 344,1 млн.т сұйық көмірсутек сатылады. Жоба бойынша таза келтірілген пайда 2,2 млрд.$ құрайды.

Мұнай жиегі, барлық кен орындар сияқты тік және көлбеу ұңғылармен пайдаланылады. Өндірілген мұнайды жинау үшін ерте шыққан мұнайлардың сателлитті спутнигі (ЕМСС) жоспарланған және құрылған. ЕМСС-нан мұнай алғашқы сатысында ГКДҚ жанында құру жоспарланған, тәуліктік өнімділігі 15 мың баррель жаңа тұрақтандыру қондырғысы арқылы өтіп дайындау үшін ГКДҚ-на тасымалданады (4.3-сурет).

ҚР-ның жиналған ақша ағымы.

4.3-сурет. Игерудің келісімнен кейінгі кезеңінен кейінгі ҚР-ның ақырғы таза ақша ағымы

4.1-кесте. 1992 – 2010 жж аралығындағы экономикалық бағалау. 40% айдау нұсқасымен.

Келісім жылдары	Конденсатты сату млн.т	Газды сату млн.т	Барлық сатылымы млн.т	Дисконттау факторы 1/(1+0.1)^(t-0.5)	Есептелген бағада пайдалану шығындары, млн.$	Есептелген бағада күрделі салымдар млн.$
1992	0	0	0	1,8580	0	0
1993	0	0	0	1,6891	0	39,2
1994	0	0	0	1,5356	0	39,2
1995	0	0	0	1,3960	0	61,9
1996	0	0	0	1,2691	0	99,3
1997	0	0	0	1,1537	0	55,6
1998	1,80	2,24	4,04	1,0488	75,3	174,9
1999	2,88	3,08	5,96	0,9535	77,0	447,5
2000	3,18	3,01	6,18	0,8668	85,2	671,1
2001	3,78	2,51	6,29	0,7880	102,3	888,8
2002	8,38	3,41	11,79	0,7164	151,5	498,5
2003	8,98	3,34	12,31	0,6512	176,3	272,5
2004	9,38	3,57	12,94	0,5920	179,5	448,4
2005	12,08	5,34	17,41	0,5382	188,5	426,4
2006	13,68	7,17	20,84	0,4893	204,2	261,4
2007	13,58	7,34	20,92	0,4448	206,2	230,9
2008	13,08	7,53	20,61	0,4044	207,3	218,0
2009	13,08	8,47	21,55	0,3676	210,0	208,5
2010	12,98	9,48	22,46	0,3342	211,5	201,6

4.4-сурет. Күрделі салымдардың құрылымы

Игеруді бір мұнай қабатынан өндіру аяқталғаннан кейін, жоғарғы жатқан қабатқа ұңғымаларды өткізу мүмкіндігін ескеріп, соған ыңғайлы мұнай қабатынан бастайды. Мұнай жиектерін игеру қаралатын кен орны үшін жетекші стратегия болып табылады. Одан өндірілетін өнім барлық кен орынның игерілуіне жағдай жасайды (4.4-сурет).

4.2-кесте. Көмірсутектерді өндіру коэффициентері

№	Сипаттамасы	Келісім кезеңі		Толық өмір
		сұйық, т. %	газ %	сұйық т. %	газ %
1	2 объектіге 40% айдау	27,3	39,6	31,2	67,4
2	2 объектіге 60% айдау	30,6	31,0	36,2	61,8
3	3 объектіге 100% айдау	35,1	9,7	-	-
4	2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге қалған байытылған газды айдау	35,5	9,7	-	-
5	2 объектіге 40% айдау + 3 объектіге байытылған сумен газды кезектеп айдау	32,8	26,3	-	-
6	3 объектіге 60% айдау + 3 объектіге байытылған газбен суды кезектеп айдау	34,4	17,5	-	-
7	Табиғи сарқылы	19,8	43,0	-	-
8	2 объектгіе 40% айдау + 3 объектіге 10% айдау	27,9	38,9	-	-

4.3-кесте. Көмірсутек шикізатын сатудан түскен таза пайда динамикасы

Келісім жылы	Таза пайда млн.$
	Газды сатуда (/тыс.м^3) на:				Сұйық көмірсутектерді сатудан
	Орынборға млн.$	Жергілікті нарыққа млн.$	ҚР-на, млн.$	Орынборға млн.$		Кіші МӨЗ-ден, млн.$	КҚК арқылы млн.$	Самара млн.$
1992	0	0	0	0		0	0	0
1993	0	0	0	0		0	0	0
1994	0	0	0	0		0	0	0
1995	0	0	0	0		0	0	0
1996	0	0	0	0		0	0	0
1997	0	0	0	0		0	0	0
1998	8,5	0	0	0		55,7	0	0
1999	12,0	0	0	11,9		79,3	0	0
2000	12,0	0	0	12,2		91,1	0	0
2001	10,0	0,3	0	12,5		113,4	0	0
2002	46,8	1,1	0	26,6		141,8	535,7	0
2003	46,8	1,1	0	27,3		152,6	595,0	0
2004	51,5	1,1	0	28,0		178,8	619,4	0
2005	105,5	2,3	53,4	28,7		305,5	673,5	60,7
2006	108,2	2,4	111,5	29,4		313,2	690,5	204,4
2007	98,6	2,5	132,5	30,2		321,1	707,9	200,5
2008	75,8	2,5	167,1	30,9		329,2	725,8	158,8
2009	77,7	2,6	202,5	31,7		337,6	744,1	162,8
2010	79,7	2,7	242,3	32,5		346,1	762,9	157,1

Келісім кезеңінде өндіру пішіні, П-26.1, П-29.1 суреттерде және кен орынның өмірінің толық айналымына үлгіленген екі вариант (40 % айдау) үшін бұрында болжанған 2027-де кейін газ сатылуына емес газды айдауға ден қойылады. Бұл түрлендіру келісім кезеңінің соңыда күшіне енеді., сондықтан жалпы алғанда экономикаға әсері өте аз (4.3-кесте). Бұдан басқа газ айдауға ден қоя отырып, оның кен орын өмірінің барлық уақытындағы өндіру пішінін алады. Алу коеффициенттері кеңейтілген түрде төменде келтірілген.

Табысқа байланысты төленетін салықтарға дейінгі компания үшін нақты ақша ағымдары жоғарыда келтірілген шарттарға байланысты есептелген әділеттік факторымен бекітілетін пайыз бойынша алынған өнімді бөлгенге дейін таза табыс базасында есептелінеді, мұнда бонустың төлемдер, амортизациялық төледерді реинвестициялаужәне жылына 10 млн. доллар көлемінде шығарылатын әлеуметтік шығындарды қайтару ескерілген.

Экономикалық есептеулердің нәтижесі және қолданыстағы нұсқаны таңдауды негіздеу

Жалпы кенорны бойынша (20,6%), сондай-ақ барлық үш объектісі бойынша (19,0%, 24,7%, 15,8%, сәйкесті 1, 2, 3 объектілер бойынша) сұйық көмірсутектерді анағұрлым аз алуға, табиғи сарқылу вариантымен (7-ші нұсқа) қол жеткізіледі. Осы нұсқа бойынша келісім кезеңінде жалпы кен орында газды өндіру коэффициентінің ең жоғарғы мәніне – 43% қол жеткізіледі.

Өндірілетін газ келесілер үшін қолданылады:

• Орынборда бар қуаттылықты жүктеу және өңделген газды кері Қазақстан рыногына жеткізу. КТК толық күшіне енуімен және «Газ жобасының» жүзеге асуымен бұл жолдың мәні қысқарады да, 2015 жылы аяқталады;

• жергілікті тұтынушыларды 2001 жылдан бастап қаралатын кезеңнің соңына дейін 100 млн.м³ көлемінде тазартылған газбен жыл сайын қамтамасыз ету;

• «Газ жобасын» жүзеге асырумен Қазақстанның ішкі рыногымен қамтамасыз ету. Қазақстанның ішкі рыногына бірінші газдарды жеткізу 2005 жылдан басталады, 2,3 млрд.м³ көлемінде, ол максимал мәніне 2024 жылы жетеді, 14,5 млрд.м³;

• газдың бір бөлігі өз қажеттіліктеріне қолданылады, жеке алғанда: қажеттілктерді өңдеу үшін отын ретінде, кен орын толық дамуы үшін, технологиялық қажеттіліктер үшін отын ретінде. Осы берілген газ көлемі өндірілген газдың көлемінен алынады және тауарлық газ көлемінде есептелмейді.

Айырылған газдың 40%-н карбонның жоғарғы бөлігіне айдаудың технологиясын қалған байытылған газдың мұнай объектісі (4-ші нұсқа) айдаумен бірге қолдану 3 объектіден мұнайды өндірудің максималды коэффициентіне (29,9%) қол жеткізуге мүмкіндік береді. 4 нұсқа қарастырылған есептеу нұсқаларының ішінен кенорны бойынша келісім кезеңінде сұйық көмірсутектерді өндірудің максималды коэффициентімен (36,6%) және газ өндірудің минималды коэффициентімен (9,7%) сипатталады.

Табиғи сарқылуға игеру есебі Қарашығанақ кенорны үшін төмен өндіру коэффициентін береді, сондықтан экономикалық жағынан тиімсіз. Газды және суды кезектеп айдауды қарастыратын игеру нұсқасы экономикалық тиімсіз деп саналады, өйткені көмірсутектеді өндіру коэффициенті өндіру 4-ші нұсқасына қарағанда төмен және мердігер үшін ақшаның таза ағымы тиімсіз.Экономикалық есептеулер келесі нұсқаулар бойынша жүргізілген:

1-ші нұсқа - ІІ-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері айдау;

2-ші нұсқа - ІІ-ші объектіге шикі газдың 60%-н кері айдау;

3-ші нұсқа - ІІ-ші объектіге шикі газдың 100%-н кері айдау;

4-ші нұсқа - ІІ-ші объектіге шикі газдың 40%-н кері айдау және ІІІ-ші объектіге қалған байытылған газды айдау;

8-ші нұсқа - ІІ-ші объектіге шикі газдың 30%-н кері айдау және 10% ІІІ-ші объектіге айдау.

Өндірілген өнімді кәсіпшілік ішінде дайындау нәтижесінде сатуға келесі өнім ағымдары шығады:

• Орынборға газ (күкіртті);

• жергілікті нарыққа газ (тазартылған);

• Газ бағдарламасын , газды күкірттен тазартуды және экпорттау газқұбырының құрылысын, Қазақстан Республикасы немесе кез-келген үшінші жақ жүзеге асырады деген шартпен Қазақстан Республикасына газ (күкіртті) сату;

• кіші МӨЗ-на тұрақсыздандырылған сұйық;

• Орынбордан тұрақтандырылған сұйық;

• КҚК арқылы тұрақтандырылған сұйық;

• 2-ші маршрут бойынша тұрақтандырылған сұйық (Самараға).

Кәсіпшілікте мұнайгазконденсат қоспасының бірге жинау жүйесін жүзеге асыру жеткілікті дәлдік дәрежесімен қаржылай салымдар құнын жеке сұйық көмірсутектерге (СК) және газға бөлуге мүмкіндік бермейді. Сондай-ақ сұйық көмірсутекпен газға қатысты пайдалану шығындарын бөлуде өте қиын. Сондықтан меншікті көмірсутектердің (тауарлы өнімнің бірлігіне, өндіру бірлігіне келетін күрделі салымдар мен өзіндік құны) есептелген ақшалай бағалауының анықтағанда есептеу газ өндіруді (мың м³) мұнай эквивалентінің тоннасына аударуды ескеріп жүргізілді, мұнда келесі ауыстыру коэффициенті қолданылды: 1 т. мұнай = 1,289 мың м³.

40%-і айдау нұсқасы басқа қалған нұсқалармен салыстырғанда есептеу бағаларында максималды табысты (ТКБ = 943 $.) қамтамасыз етеді. Нақты бөлінетін табыста Республиканың үлесі және тиімділіктің қосымша көрсеткіштері (NPV/PV Capex IRR) 40% айдау нұсқасы максималды болып табылады. Бұл нұсқаның экономикалық артықшылығы – газды сатудан және кіші пайдалану және күрделі шығындар есебінен болады. (4.5-сурет)

60%, 100% айдаунұсқалары , сондай-ақ байытылған газды айдау және үлгі бойынша 10% - 30% жеке айдауда қосымша пайдалану және күрделі қаржыларды талап етеді, және сұйықты өндірудің жоғары коэффициентін береді, олардың тиімділігі аз.Бірақ экономикалық критерилері ретінде көрінетін есептеу көрсеткіткіштері жүйесінен қарасақ, онда 1-2 нұсқалар анағұрлым тиімді болып табылады. Олардың ішінде 40% газды кері айдау нұсқасын таңдау керек, осыны енгізу нәтижесінде «КПО.Б.В»компаниясы , сондай-ақ Қазақстан Республикасы табыстың ішкі нормасы (IRR) және Қазақстан Республикасының табысының нақты бөлінетін үлесі, қайтарылу мерзімі бойынша және (NPV) көрсеткіштері бойынша ең жақсы нәтижеге ие болады. Дәл осы нұсқа енгізілуге ұсынылады. (4.6-сурет)

26.11.98 ж ҰМК «КАЗАХОЙЛ», және Меминвестком, экология және табиғи қорлар Министрлігі , энергетика, индустрия және сауда саттық Министрліктерінің қатысуымен болған отырыста қабылданған протоколда өндірілетін газдың 40 % ІІ-объектіге кері айдау нұсқасы экономикалық тиімді деп қабылданды. Экономикалық тиімді нұсқа бойынша (өндірілетін газдың 40 % ІІ-объектіге айдау) ІІІ-объектіні 20 ұңғымен тереңдеуді және олардан жаңа оқпандардан бұрғылауды сондай-ақ 30 көлденең ұңғыманы бұрғылау арқылы пайдалануды қарастырады. Бұл нұсқа ОСРП-да қабылданған және ІІІ-ші объектіні игерудің экономикалық тиімді әдісі деп саналады. (4.7-сурет)

• ӨБҚ бойынша шығындарды қайтару ҮШ-АТЫРАУ желісі бойынша шығындарды қайтару

Күрделі салымдарды қайтару Мердігердің ПГНС-тағы үлесі Пайдалану шығындарын қайтару

4.5-сурет. Келісім кезеңіндегі «Қарашығанақ петролиум оперетинг Б.В.» компаниясының ақша ағымының құрылымы, млн.$

Таза пайдадағы ҚР-ның үлесі, млн.$ Әлеуметтік шығындар, млн.$ Жол қоры, млн.$ Кіріс салығы және дивиденттер, млн.$ Кіріс салығынан шыққан таза нәтиже, млн.$

КВ-ның кіргізуі үшін төлемдер, млн $ Бонустар, млн.$

4.6-сурет. ҚР-ның ақша ағымының құрылымы .млн.$.

Жоба бойынша жиналған ақша ағымы ҚР жиналған ақша ағымы

Компанияның жиналған ақша ағымы

4.7-сурет. Келісім кезеңіндегі жиналған ақша ағымдағы динамикасы.млн.$