WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаГеографія фізична, Геоморфологія, Геологія → Значення геолого-економічної оцінки для ресурсної бази вуглеводнів західного нафтогазоносного регіону України - Реферат

Значення геолого-економічної оцінки для ресурсної бази вуглеводнів західного нафтогазоносного регіону України - Реферат


Реферат на тему:
Значення геолого-економічної оцінки для ресурсної бази вуглеводнів західного нафтогазоносного регіону України
За сучасних умов розвиток нафтогазодобувного комплексу можливий лише в разі повного обліку запасів і прогнозних ресурсів вуглеводнів (ВВ). Уявлення ж про їхній розмір значно зумовлено науковими пропозиціями і розрахунками, отриманими за допомогою геолого-економічної оцінки (ГЕО) геологорозві-дувальних робіт (ГРР) [1]. Такі розрахунки становлять основу для розробки стратегії видобутку нафти і газу й одночасно обґрунтовують довготривалі програми розшуків і розвідки родовищ. З огляду на методологію сучасних ринкових вимог ГЕО враховує не тільки кількість (обсяги) ресурсів вуглеводнів, а й визначає їхню економічну оцінку, що дає змогу з'ясувати витрати і потенційний економічний ефект від освоєння ресурсів. Завдяки такій оцінці можна диференціювати ресурси за ступенем економічної доступності і визначити пріоритетні напрями політики ліцензування перспективних на нафту і газ територій.
У Західному нафтогазовому регіоні, згідно з зональним поділом виділяють: Більче-Волицький та Бориславсько-Покутський нафтогазові райони, Волино-Подільську та Карпатську нафтогазові області, і Закарпатську газову область. Незважаючи на понад 130-річний період експлуатації нафтових і 60-річний - газових покладів, у надрах регіону до глибини 7 км ще не розвідані дві третини початкових ресурсів вуглеводнів - 551,0 млн. т нафти з конденсатом і 610,8 млрд. м3 газу (категорій С2 + С3 + D), які становлять ресурсну базу підготовки розвіданих запасів на наступні роки. Виконана ГЕО ресурсів засвідчила, що ГРР у західних областях України в усіх зонах є ефективними, однак у Карпатах та в Передкарпатському прогині на глибинах 5 км і більше рентабельне вивчення об'єктів з перспективними ресурсами не менше 3 млн. т умовного палива (УП). На підставі цього, а також згідно з програмою "Нафта і газ до 2010 року" визначено головні напрями проведення ГРР:
" розшуки та розвідка у північно-західній частині Більче-Волицького нафто-газового району покладів газу і меншою мірою нафти у сарматських, гельветських та мезозойських відкладах; у південно-східній - покладів газу у баденських і нафти у гельветських (палеогенових), крейдових і юрських відкладах блоків платформної основи під насувом Покутсько-Буковинських Карпат;
" розшуки та розвідка покладів нафти і газу у палеогенових утвореннях Бориславсько-Покутського нафтогазового району.
Крім того, передбачено ще такі напрями ГРР:
" розшуки та розвідка покладів газу у неогенових відкладах Закарпатської газової області;
" розшуки покладів газу та нафти у девонських, силурійських та кембрійських відкладах Волино-Подільської нафтогазової області, передусім найперспективнішому Волинському, а також Подільському районах;
" оцінка перспектив нафтогазоносності і розшуки покладів у палеогенових та нижньокрейдових відкладах Скибового нафтогазового району, а також палеогенових відкладах Кросненського нафтогазового району Карпатської нафтогазової області.
ГЕО ГРР обґрунтовано буріння на заході України 14 параметричних свердловин глибиною від 3500 до 7800 м. З них у ближній перспективі пропонують пробурити лише три: Яблуницьку, Майданську і Кіблярську. Яблуницька свердловина (5950 м) запланована з метою розкриття та вивчення палеогенових і мезозойських відкладів піднасуву Карпат; надглибока Майданська (7800 м) - для вивчення глибинних ярусів складок у центральній частині Бориславсько-Покутської зони і перевірки наявності перспективних утворень автохтону; Кіблярська (3700 м) - з метою вивчення й оцінки газоносності палеогену підгальського типу та доломітів тріасу під відкладами Закарпатського неогенового прогину.
У Західному регіоні серед фондів виявлених та підготовлених до глибокого буріння (у тім числі й ті, що перебувають у бурінні або в консервації) налічують 126 об'єктів. Перспективні ресурси вуглеводнів категорії С3 підготовлених об'єктів становлять 165,55 млн. т умовного палива (112 млн. т нафти і 53,55 млрд. м3 газу). У виявлених об'єктах міститься 185,89 млн. т умовного палива прогнозних ресурсів категорії D. (124,25 млн. т нафти і 61,6 млрд. м3 вільного газу). Однак великі глибини залягання продуктивних горизонтів багатьох об'єктів (понад 5 км, особливо нафтоносних), а в інших об'єктах незначні ресурси вуглеводнів, підтвердження яких бурінням не виправдовує витрат на видобуток, спонукали до додаткового ретельного перегляду фондів виявлених та підготовлених структур. З огляду на це попереднім аналізом відбраковано 40 об'єктів. Якщо припустити, що на кожному об'єкті із залишених 86 буде відкрито родовище нафти або газу, то очікуваний приріст розвіданих запасів вуглеводнів становитиме 76,8 млн. т умовного палива, з них 56 млрд. м3 вільного газу і 20,8 млн. т нафти. Очікуваний приріст з урахуванням коефіцієнтів переведення ресурсів у запаси [2] дорівнюватиме лише 22% від загальної кількості ресурсів вуглеводнів категорій С3 + D, які числяться на балансі Західного регіону.
Головний критерій сучасних ринкових умов - прибуток, отриманий від грошей, що вкладені у процес надрокористування. Гроші можуть бути як державного, так і недержавного (вітчизняний або закордонний інвестор) походження. Економічними показниками ГЕО є рентабельність і прибутковість інвестування грошей для держави і недержавного надрокористувача на проведення ГРР і видобутку в тому чи іншому перспективному об'єкті [2]. Нижче наведено приклад кінцевих розрахунків за умовними (назву опущено) об'єктами (табл. 1).
Таблиця 1
Коефіцієнти рентабельності і середньорічна прибутковість інвестицій
для державних і недержавних коштів
Номер об'єкта
Очікувані запаси кат. С1, млрд. м3 Глибина, км Питомі інвес-тиції, грн./т умовного палива Коефіцієнт рента бельності інвестицій, частка одиниці Середньорічна прибутковість інвестицій, %
державні кошти недержавні кошти державні кошти недержавні кошти
1 0,805 - г 1,5 17,68 7,60 5,05 10,67 8,44
2 0,700 - г 2,0 22,22 5,84 3,82 9,35 6,92
3 2,340 - г 3,6 29,21 4,20 2,66 7,44 5,02
4 0,215 - г 1,0 17,25 7,81 5,20 10,82 8,60
5 0,810 - г 3,0 32,11 3,73 2,33 6,81 4,33
6 0,500 - г 5,0 51,26 1,80 0,97 2,99 1,43
Примітка: номери 1-3 відповідають підготовленим об'єктам, 4-6 - виявленим.
Аналогічні розрахунки виконано стосовно більше ніж 70 підготовлених та виявлених для глибокого буріння об'єктів. З'ясовано, що рентабельність інвестицій значно знижується внаслідок сплати ПДВ, ренти та інших обов'язкових платежів і щодо жодного з об'єктів не відповідає умовам 10% щорічного прибутку. Тому наявні на січень 2000 р. підготовлені та виявлені об'єкти не можна трактувати як ринок пропозицій для залучення недержавних інвестицій без певних пільг в оподаткуванні.
Доцільність початку робіт з розшукування конкретного об'єкта, наступної його розвідки і розробки визначали у випадку, якщо відношення сумарного прибутку за весьтермін розробки до суми всіх затрачених коштів становило не менше 0,15, а з врахуванням ризику дорівнювало 0,20. Обчислені таким способом підготовлені перспективні об'єкти розшуків по окремих регіонах дали змогу відбракувати об'єкти і визначити розрахункові допустимі граничні розміри промислових запасів для різних глибин залягання, які визначають головно розмір необхідних капітальних вкладень, і з'ясувати частку об'єктів з коефіцієнтом ефективності понад 0,20 (для державних коштів). Приклад ефективності таких розрахунків наведено в табл. 2.
Таблиця 2
Уточнення обсягів глибокого буріння по Західному НГР України
станом на січень 2000 р., тис. м
Показники Національна програма Уточнені ГЕО Коефіцієнт зменшення
Вуглеводні (нафта + газ) 98 50 0,510
Газ 42 26 0,619
Нафта 56 24 0,429
Ефективність ГРР на прогнозний період визначали за видами вуглеводнів з урахуванням відносного зменшення обсягів робіт, що приводить, як відомо, до збільшення показників ефективності. Це збільшення у відсотках щодо рівня згаданої програми становитиме: на період 1998-2000 рр. для нафти 10,6%, газу 2,4%; на період 2001-2005 рр. для нафти 10,6%, газу 2,6%. За цифрами збільшеної ефективності обчислювали приріст запасів природного газу й нафти для обсягів робіт Департаменту геології та використання надр при Міністерстві екології й природних ресурсів України.
Розшуки, оцінка родовищ у нових районах, їхнє промислове облаштування потребують величезних капітальних вкладень. Сьогодні ж дефіцит інвестицій призвів до зниження обсягів видобутку нафти. Ліквідація цього дефіциту можлива лише шляхом удосконалення системи оподаткування. Сучасна практика надрокористування, на жаль, тільки підтверджує, що чинні ставки податків і платежів не задовольняють ні надрокористувача, ні власника надр. Відсутність широкого діапазону ставок, консервативна, по суті, тенденція до їхнього усереднення призводять до нерентабельності розробки дрібних родовищ і недоотримання державою значної частки прибутку від освоєння великих родовищ.
ГЕО наявної бази ресурсів вуглеводнів Західного нафтогазоносного регіону України дала змогу виявити таке:
" проведення ГРР є ефективним в усіх зонах Західної України;
" основний приріст запасів вуглеводнів найближчим часом можливий завдяки розшукуванню й освоєнню продуктивних покладів на глибинах до 5 км;
" конкурентоспроможними на світовому нафтогазовому ринку за рівнями рентабельності і прибутковості більшість виявлених родовищ може стати лише за умови введення пільгового оподаткування.
Отже, геолого-економічна оцінка геологорозвідувальних робіт на нафту і газ стала невід'ємною складовою процесу надрокористування в ринкових умовах.
Список використаної літератури
1. Інструкція із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу. Київ, ДКЗ України, 1998. С. 36-44.
2. Складання початкової і попередньої геолого-економічних оцінок геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Методичні вказівки (Керівний нормативний документ 41-00032626-00-329-99). Комітет України з питань геології та використання надр. Київ, 1999. 69 с.
Loading...

 
 

Цікаве