Đánh giá kinh tế trong phạm vi phát triển mỏ và áp dụng phương pháp GAGD ở Actual Northern Louisiana Field.

Ước lượng kinh tế trong phạm vi phát triển mỏ và áp dụng
phương pháp GAGD ở Actual Northern Louisiana Field.
Lý thuyết (bản tóm tắt).
Phương pháp GAGD được phát triển như là phương pháp thu
hồi dầu tăng cường làm cho thúc đẩy sự phân ly theo trọng lực
xảy ra tự nhiên (dễ dàng) của việc chèn (xen) khí gas vào dầu
thơ, những phương pháp như vậy phổ biến như WAG. GAGD
thực hiện chủ yếu ở khu vực nằm ngang của giếng khai thác
gần đáy vỉa và chèn khí đang có sẵn trong giếng thẳng đứng.
Nó được đề xuất là xen khí gas có thể nổi lên (dâng lên) đến
trên cùng tạo thành hình dạng mũ khí trong khi dầu và nước
được đẩy (dẫn) xuống khu vực khai thác nằm ngang.

Giai đoạn cuối cùng trong sự phát triển của quá trình GAGD
là việc thực hiện ở một mỏ thực tế. Để kết thúc này phân tích
dịng tiền chi tiết sẽ được thực hiện trong đó lựa chọn các chỉ số
kinh tế, chẳng hạn như giá trị rịng hiện tại, thời gian thanh
tốn, lợi nhuận với tỷ lệ đầu tư và tỉ suất lợi nhuận sẽ được tính
cho một trường Bắc Louisiana cụ thể và điều kiện vận hành
nhất định. Các hoạt động điều kiện và kết quả hồ sơ cá nhân
sản xuất đã được tối ưu hóa bằng cách sử dụng mơ phỏng số và
đã được sử dụng trong phân tích dịng tiền. Đối với các tham số
đầu vào khác như giá dầu, vốn và chi phí hoạt động, và mức
thuế suất thuế giá trị trung bình cho Bắc Louisiana sẽ được sử
dụng. Sự không chắc chắn trong các tham số sẽ được bắt trong
một nghiên cứu nhạy cảm mà ảnh hưởng của họ trên các hoạt
động kinh tế sẽ được điều tra.
INTRODUCTION
Nó đã được trong một lưu vực phân tích báo cáo DOE năm
2006 rằng các khu vực sản xuất dầu trên đất liền bờ vịnh là
một khu vực dầu mỏ trưởng thành và sản xuất đang suy giảm.

Các khu vực đất liền bờ biển vùng Vịnh bao gồm Alabama,
Florida, Louisiana và Mississippi, một khu vực có nguồn cung
cấp hydrocarbon ban đầu hơn 44 tỷ thùng trong đó gần 38% sẽ
được phục hồi bằng cách sử dụng phương pháp thu hồi dầu
thơng thường. Điều đó có nghĩa là gần 28 tỷ thùng dầu sẽ bị bỏ


lại trong đất hoặc bị mắc kẹt, do đó tạo thành một mục tiêu khá
lớn cho việc áp dụng các phương pháp tăng cường thu hồi dầu
(EOR). Bản báo cáo đã xác định thêm về 1,8-4,1 triệu thùng mà
kỹ thuật có thể thu hồi từ tổng số 159 vỉa, chiếm khoảng 60%
trong tổng số các vỉa trong khu vực trên đất liền Gulf Coast,
thông qua việc áp dụng một phương pháp CO2 - EOR . Và sự
phân bố của các vỉa chứa dầu khu vực trên đất liền bờ biển
vùng Vịnh bao gồm trong báo cáo và các nguồn tài nguyên dầu
mà có thể là kỹ thuật thu hồi sử dụng CO2-EOR được trình bày
trong Bảng 1 và 2 (từ báo cáo phân tích lưu vực DOE 2006). Các
hồ chứa đã được sàng lọc dựa trên năm tiêu chí quan trọng, cụ
thể là chiều sâu vỉa, lực hấp dẫn dầu, nhiệt độ vỉa, áp suất vỉa,
và thành phần dầu. Những thơng số được sử dụng để ước tính
tiêu chuẩn áp lực trộn lẫn tối thiểu đã được xem xét một ứng
dụng CO2-EOR immiscible (không thể trộn lẫn).
Trong nghiên cứu, phân tích kinh tế sẽ được thực hiện liên
quan đến việc áp dụng một phương pháp CO2-EOR chọn trong
một mỏ thực tế Bắc Louisiana, mà sẽ được xác định trong phần
còn lại của báo cáo là mỏ BH. Quá trình CO2-EOR trong câu hỏi
là GAGD q trình đó được phát triển và cấp bằng sáng chế của
Đại học bang Louisiana (LSU). Gần đây, q trình này đã được
chọn của một cơng ty dầu nhỏ độc lập ra khỏi Alabama để áp
dụng vào một trong những tài sản của họ nằm ở Đông Bắc

Louisiana. Họ đã quyết định sớm trong nghiên cứu tính khả thi
của dự án chỉ thực hiện q trình GAGD trong một phần, hoặc
vỏ (pod), các vỉa đã được hy vọng chứng minh sự thành công
của ứng dụng GAGD / CO2-EOR. Đối với sự phát triển của các
mơ hình chi phí nhà cung cấp khác nhau, CO2 kết vật tư và vận
hành độc lập được liên hệ để đến với một càng gần hồn thành
bức tranh chi phí kinh tế mà có thể áp dụng cho một dự án EOR
nhỏ ở phía Bắc Louisiana. Phân tích kinh tế đã được thực hiện
như một nghiên cứu nhạy cảm sử dụng Crystal Ball bằng cách
gán một xác suất của các dự án, chẳng hạn như giá dầu, mức
thuế suất, các kế hoạch sản xuất, các khoản đầu tư vốn vào chi
phí và chi phí mua CO2.
THE GAS-ASSISTED
PROCESS

GRAVITY

DRAINAGE

(GAGD)

Sự phát triển của quá trình GAGD tại LSU (Rao et al., 2004)
dẫn đến một ứng dụng bằng sáng chế về quy trình và thực hiện
một mỏ của một công ty dầu độc lập. Các thiết kế của quá trình


GAGD đã có là để khắc phục những thiếu sót trong thực hiện
quá trình truyền thống nước xen kẽ Gas (WAG - Water
Alternating Gas). Trong quá trình WAG, từng đợt nước được bơm
để nâng cao hiệu quả quét của phun khí bằng cách sử dụng

nước để kiểm sốt sự di chuyển của khí tiêm và do đó việc di
dời, và để ổn định trước như đã nói bởi Christensen et al.
(2001). Trong những báo cáo của 59 mỏ áp dụng phương pháp
WAG đều có mức tang trung bình từ 5 – 10% và 14 mỏ báo cáo
gặp sự cố. Điều này là do sự khác biệt về mật độ giữa các tiêm
và chất lỏng chứa gây ra khí để ưu tiên nổi lên trên cùng và các
nước chìm phía dưới cùng của payzone như được minh họa
trong hình 2, thay vì nếu hình dung lý tưởng ổn định piston
giống chuyển (Hình 1). Quá trình GAGD sử dụng các xu hướng
tự nhiên của khí tăng lên đến đỉnh và sự hạ thấp xuống của
nước bơm vào phần đáy vỉa bằng cách tiêm gas vào bồn chứa
dùng nước giếng thẳng đứng (hiện có) và dịng sản phẩm từ
giếng ngang đặt gần dưới cùng của payzone gần và trên ranh
giới dầu-nước cho horizontal producers ở phía dưới. Việc sử
dụng của horizontal producers làm tăng tiếp xúc do đó dẫn đến
năng suất cũng tăng lên.
THE FIELD APPLICATION OF GAGD
Quá trình thực hiện quá trình GAGD trong mỏ này bắt đầu
trong 6 tháng cuối của năm 2005 với một buổi chiếu
(screening) hai lựa chọn mỏ. Qua sàng lọc các mỏ BH nổi lên là
ứng cử viên sáng giá nhất cho ứng dụng GAGD. Nó là một trước
đây nước ngập hồ chứa đã được đóng trong từ năm 1972. Các
mỏ BH nằm ở phía Đơng Bắc nếu Louisiana và bị chia thành các
tầng sa thạch chứa. Nó bao gồm bốn phần chính, hoặc vỏ,
trong đó một đã được chọn để thực hiện ban đầu của GAGD dựa
trên các tiêu chí địa chất thuận lợi. Sau khi kết thúc ngập nước
ước tính có trữ lượng cịn lại đạt khoảng 4,7 triệu thùng
stocktank. Q trình tối ưu hóa được chia thành các phần sau
đây:
Đặc tính vỉa - đặc tính pha của vỉa gồm việc xây dựng

một mơ hình hồ chứa dựa trên các dữ liệu địa chất có sẵn,
chẳng hạn như well logs và bản đồ vỉa. Mô hình ứng xử
của chất lưu thích hợp cũng được dựa trên dữ liệu chứa
càng nhiều thực tế đã có sẵn tại thời điểm đó. Những
thơng tin này bao gồm các chất lỏng thực tế vỉa, dầu và
nước muối, và các dữ liệu sản xuất lịch sử đã được sử dụng
•


cho mục đích lịch sử phù hợp sau đó một dự báo về tốc độ
sản xuất dầu bề mặt đã đạt được bằng cách sử dụng tỷ lệ
bơm CO2 và cấu hình cũng khác nhau.
• Tối ưu hóa các thiết kế sản xuất - trong giai đoạn tối
ưu hóa các thiết kế sản xuất các thông số hoạt động khác
nhau đã được thay đổi để đánh giá hiệu quả của họ vào sự
thu hồi cuối cùng. Trong số những tham số là
injector/producer well pairs, vị trí của các well pairs, vị trí
của horizontal producers phía trên tiếp xúc dầu-nước, tỷ lệ
bơm CO2, sản xuất đánh giá và thời gian trễ giữa đầu tiêm
và sản xuất.
Như một kết quả của việc tối ưu hóa thiết kế sản xuất đã
quyết định rằng injector / producer well pairs sẽ được sử dụng
trong các địa điểm được lựa chọn như được minh họa trong hình
4. Cả hai giếng phun, G và G1, có tổng chiều sâu thẳng đứng
của 8700 ft, trong khi phần dọc giếng ngang cũng đạt độ sâu
8700 ft. phần ngang của các giếng khai thác, H và H1, mỗi cái
đều có chiều dài khoảng 1200 ft. sự kết hợp tối ưu của tỷ lệ
bơm CO2 và tỷ lệ sản xuất bề mặt có thể được suy ra từ bảng 3
và hình 5 mà chỉ cho một cái nhìn tổng quan về hiệu quả của
việc thay đổi cả thông số về việc thu hồi dầu tăng trên đường

cơ sở phục hồi waterflood, được thể hiện% OOIP (tỷ lệ phần
trăm của dầu gốc tại chỗ) và% ROIP (phần trăm lượng dầu dư
thừa tại chỗ, tức là bỏ lại phía sau trong hồ sau khi waterflood).
Trong các mỏ ứng dụng của GAGD có rất nhiều nguồn có thể
cho thu CO2 cần thiết. Trong nghiên cứu này đã được lựa chọn
để nguồn CO2 từ Denbury Resources Inc (DBI) bằng cách buộc
vào miền Bắc - Nam chạy NEJD đường ống CO2 có nguồn gốc ở
mỏ nguồn CO2 của Jackson Dome, nằm gần Jackson, Mississippi
(xem Hình 6).
Các giai đoạn tối ưu hóa đã được theo sau bởi một phân tích
kinh tế bí mật thực hiện trong phịng của các cơng ty dầu khí
ngay sau những chuẩn bị bắt đầu. Mục đích của bài viết này là
để tiến hành phân tích kinh tế của chúng ta về việc áp dụng
GAGD trong mỏ BH sử dụng nhiều dữ liệu hiện hành và các điều
khoản tài chính thích hợp được áp dụng trong Đông Bắc
Louisiana.
METHODOLOGY
Putting Together the Appropriate Cost Model


Trong nghiên cứu mơ hình chi phí GAGD này được xây dựng
chi tiết và cập nhật nhất có thể. Để khi hoàn thành, các chuyên
gia khác nhau trong lĩnh vực phát triển mỏ dầu khí tập hợp
được các yếu tố chi phí thích hợp nhất trong mơ hình chi phí.
Các mơ hình chi phí là một phần của việc phân tích dịng tiền
mặt tổng quan được thực hiện nhằm đánh giá hiệu quả kinh tế
của việc thực hiện mỏ của GAGD. Các phân tích dịng tiền mặt
là một sự phản ánh của các chế độ hoặc hệ thống (PFS) tài
chính dầu khí (PFS) áp dụng cho Bắc Louisiana. Về bản chất nó
là hệ thống tài chính ưu đãi, mặt khác của nguồn tài nguyên là

được phép thông qua việc chuyển nhượng quyền cho nhà thầu
(các nhà thầu nhận mọi rủi ro và hầu hết các phần thưởng lợi
nhuận) và thanh toán tiền thưởng, tiền thuê mỏ và các loại
thuế đối với nhà nước và / hoặc Chính phủ liên bang. Việc thanh
toán quan trọng nhất - các thành phần liên quan trong một hệ
thống tiền thuê mỏ / thuế là:
1. Chi

phí thuê mỏ (royalty) - thường là một tỷ lệ phần
trăm của tổng doanh thu.
2. Khấu trừ bổ sung - đây là phần giảm đi của doanh thu
thuần sau thuế tài nguyên và bao gồm các chi phí vận
hành (OPEX) và các chi phí vốn (CAPEX), bao gồm khấu
hao, cạn kiệt và các khoản phụ cấp khấu hao và chi phí
khoan hữu hình và vơ hình.
3. Thuế - trích từ doanh thu thuần sau thuế tài nguyên
và khấu trừ tài chính, bao gồm các loại thuế địa phương
của tiểu bang hoặc liên bang và thuế thu nhập.
Các thành phần khác nhau được minh họa trong biểu đồ
dòng miêu tả PFS ở Bắc Louisiana (Hình 7). Một phân tích dịng
tiền dđịi hỏi phải tính tốn các dịng tiền rịng, tức là "tổng của
tất cả các khoản thu, chi phí, thuế và các khoản đầu tư vào
hàng năm" (ledare, 2001) theo công thức sau đây:
NCF t = GR
OTHER t

t

– ROY

t

– CAPEX
(1)

t

– OPEX

t

– BONUS

Với:
NCF t = dòng tiền thuần sau thuế trong năm t;
Thu GR t = tổng thu nhập trong năm t;

t

– TAX

t

–


ROY t = tổng số tiền thuê mỏ được trả trong năm t;
OPEX t = tổng chi phí hoạt động trong năm t;
BONUS t = tiền thưởng phải trả trong năm t;
CAPEX t = tổng chi phí vốn trong năm t;

TAX t = tổng số thuế nộp trong năm t;
OTHER t = chi phí khác phải trả trong năm t;
Để tính giá trị thời gian của tiền tệ tính tốn được chiết
khấu bằng cách sử dụng các yếu tố chiết khấu phù hợp đó là
phản ánh chi phí đầu tư. Tổng của các dòng tiền ròng được gọi
là giá trị hiện tại ròng và cho một mỏ cụ thể, F, và đưa ra các
chế độ tài chính cụ thể, f, có thể được tính như sau:
PV (F, f) = ……
Where

D = yếu tố chiết khấu.

Cost Model
Điều này phác thảo phần nào chi phí đầu tư và vận hành
được xác định và áp dụng cho các mơ hình chi phí.
1. Vốn

Chi (CAPEX):

Chi phí vốn, CAPEX, là một trong những - chi phí off thường
phát sinh vào thời điểm ban đầu của một dự án (cũng được gọi
là một mặt trận - chi phí cuối cùng trước khi sản xuất). Trong
suốt quá trình thực hiện quy trình GAGD, CAPEX sẽ được phát
sinh từ việc khoan hai giếng dọc và hai giếng ngang như là
giếng để cài đặt các thiết bị cần thiết để thực hiện quá trình và
một đường ống 20 dặm. Các chi phí của giếng khoan và hồn
tất các căn cứ trong một nghiên cứu của Louisiana Wellbore
Hoàn Schematics và Formation bởi Tiến sĩ Don Goddard
(Goddard, 2006). Sử dụng biểu đồ chi phí khoan trung bình mỗi
chân trong hình 8 chi phí vơ hình của khoan một cái giếng

thẳng đứng có thể được suy ra. Ngồi ra, các Authorization for
Expenditure (AFE) bảng chi phí (Hình 9) của một 5000 và 10000
cũng chứa đựng trong các báo cáo (Goddard, 2006), được sử
dụng để ngoại suy các chi phí hữu hình của giếng khoan 8700'.


Vì vậy, hai giếng phun dọc 8770 nên có giá khoảng $5 triệu, và
hai giếng sản xuất ngang 8650’ nên chi phí khoảng $ 8 triệu
bao gồm hồn thiện giếng, do đó tổng cộng $ 12 triệu trong chi
phí khoan.
Sau khi giếng được khoan và hoàn thành, các thiết bị cần
thiết để thực hiện quá trình này phải được cài đặt hoặc xây
dựng. Hoạt động này sẽ được xem xét trong một kích thước nhỏ
so lớn từ 10 đến 30 – cũng như q trình khí ngập lụt, do đó chi
phí cơ sở sẽ là một phần nhỏ của một lớn - kích thước hoạt
động. Các thiết bị cần thiết là: hai máy nén khí, động cơ, bộ
trao đổi nhiệt, máy tách, dampeners pulsation, và một cấu trúc
bằng bê tông. Để tìm chi phí đó, chúng tơi đã liên lạc với
Dresser - Rand Inc tại Baton Rouge, LA, và một trong những
nhân viên bán hàng của họ, ơng Fisher, trích dẫn cho chúng tôi
$ 1,5 triệu USD cho các thiết bị nén. Ông Dan Nelson
Compressor System Inc đã cho chúng tơi một ước tính chi phí $
5 triệu đơ la để xây dựng một cơ sở với tất cả các thiết bị trên.
Do đó, các cơ sở cộng thêm %5 triệu đồng với chi phí CAPEX
tổng hợp. Cuối cùng, để ước tính chi phí xây dựng một đường
ống dẫn từ các nguồn CO2 đến mỏ BH chúng tôi sử dụng các
biểu đồ trong Hình 10 được lấy từ một truyền khí phân tích chi
phí đường ống dẫn nghiên cứu tự nhiên (Parker, 2004). Khoảng
cách từ điểm phân phối CO2 là 10 dặm cộng với một hệ số an
toàn của hai tính tốn cho các vị trí uốn khúc phức tạp trong

việc đặt một đường ống dẫn (ví dụ như tránh các cấu trúc lớn
hoặc các khu vực nhạy cảm), vì thế mà hình dung 20 dặm của
đường ống. Sử dụng những chi phí đường ống dẫn khí tự nhiên
(Parker, 2000) là một chi phí ước tính của đặt một đường kính 4
inch, 20 dặm đường ống dẫn có thể được ước tính là khoảng $
4.100.000. Các chi phí CAPEX tổng hợp được sử dụng trong các
mơ hình chi phí là tối đa: $21.200.000.
CAPEX = DRILLING COST (2 HORIZONTAL + 2 VERTICAL
WELL) + FACILITIED (compressor + Diesel Engine +
concrete floor structure + heat exchangers + Seperators +
Pulsation
Dampener)
+
20
miles
of
pipeline………………………………
(3)
CAPEX = (2* $4million + 2* %2.5 million) + $5 million +
(20miles * $159,566/ mile) = $21.2 million
2. Operating Expenditure (OPEX): điều hành


OPEX đã thu hút được từ chi phí CO2, và các chi phí
overhead và bảo trì. Các nguồn CO2 gần nhất với vị trí BH là
Jackson Dome ở Mississippi thuộc sở hữu và điều hành bởi
Denbury Resources Inc. Theo chủ đầu tư DBI của báo cáo, mức
giá hiện tại của họ về CO2 là $ 0.15 / MCF đến 0,30 $ / MCF, và
khi khối lượng cung cấp hàng ngày dao động từ 0.5 MMscf đến
2 MMscf, phạm vi chi phí CO2 hàng ngày từ $ 150 / ngày để $

1200 / ngày. Các chi phí overhead trong tính tốn cung cấp cho
tiền lương của một nhà điều hành và một thợ cơ khí đã được
ước tính là khoảng 8000 $ tháng. Cuối cùng, $ 50,000 sẽ được
phân bổ hàng năm trong chi phí bảo trì dự kiến. Nếu số tiền này
khơng được sử dụng đầy đủ nó sẽ được bổ sung vào các năm
phân bổ bảo dưỡng tiếp theo. Do đó, chi phí OPEX tổng hợp
được ước tính:
OPEX = chi phí CO2 + Overhead (1 operator + 1 thợ máy)
+ bảo trì
OPEX = ($ 150 / ngày để $ 1200 / ngày) + (2 * $ 4000 /
tháng) + ($ 50,000 / năm)
3. Tiền

thuê mỏ và Thuế:

Theo Veazey & Associates, một công ty tư vấn kỹ thuật khu
vực vỉa, tỷ lệ tiền thuê mỏ sở hữu đất khác nhau và có thể
thương lượng. Thuế tài nguyên có thể dao động từ 12,5% đến
33,3%, nhưng thường là 20%. Thuế Louisiana thường được phân
loại thành Thuế Severance và Ad Valorum. Đối với dầu, các loại
thuế tài nguyên được cố định ở 12,5 @ tổng giá trị (sau khi trả
tiền thuê mỏ và các khoản trích tài chính). Cuối cùng, trong
phân tích của chúng tôi, chúng tôi áp dụng một loại thuế thu
nhập liên bang từ 20% đến 40% trên thu nhập chịu thuế.
DISCUSSION
Để đánh giá tính khả thi của đề xuất GAGD nộp đơn chỉ số
hoạt động kinh tế được tính toán và sử dụng để đánh giá dự án
này. Đây là những giá trị hiện tại ròng (NPV), Internal Rate of
Return (IRR), Performance Index (PI) và Growth Rae of Return
(GRR). Các chỉ số hoạt động kinh tế được tính tốn bằng cách

sử dụng công thức sau đây:


NPV =
(2)
PI =
(5)
GRR =
(6)
IRR - là giá trị của suất chiết khấu cho các mỏ cụ thể, f, và
các chế độ tài chính trị, F, mà tại đó NPV bằng không: IRR (f, F)
= {D | PV (f, F) = 0}
(7)
Các phương trình nói trên đã được mã hóa trong một bảng
tính Excel được sử dụng kết hợp với phần mềm Crystal Ball để
đánh giá dự án này và thực hiện phân tích độ nhạy kỹ lưỡng về
tác động của các biến đầu vào được lựa chọn trên các chỉ số
hoạt động kinh tế đã đề cập trước đó. Các biến đầu vào được
lựa chọn và phân phối xác suất giả định của chúng là:
1. Chi

phí CAPEX: phân phối tam giác 3 bên (Triangular
distribution) - tối thiểu = 20%, khả năng nhất = 30% & tối
đa = 40%.
2. Giá CO2: phân phối đều - tối thiểu = $ 0.15 / MCF &
tối đa = $ 0.3 / MCF.
3. Giảm giá: phân phối tam giác - tối thiểu = 5%, nhiều
khả năng = 10%, và tối đa = 20%.
4. Giá Dầu: phân phối lognormal – khu vực = 22,74 $ /
thùng, có nghĩa là =% 66.30 / thùng, và độ lệch chuẩn =%

26.14 / thùng. Các phân phối xác suất của giá dầu là căn
cứ vào giá dầu lịch sử của 5 năm qua (như tải về từ trang
web của Cơ quan Thông tin Năng lượng). Các công cụ phù
hợp chức năng xác suất trong Crystal Ball sau đó đã được
sử dụng để phù hợp với chức năng phân phối xác suất tốt
nhất có thể.
5. Sản xuất Đề án: phân phối Uniform rời rạc - tối thiểu tối đa 1 & = 12. Trong giai đoạn thiết kế tối ưu các ứng
dụng của GAGD đã được mô phỏng bằng cách sử dụng
thành phần mơ phỏng GEM của CMG dự đốn hồ sơ sản
xuất. Tổng cộng có 3 mức CO2 khác nhau và 4 mức sản
xuất dầu bề mặt khác nhau được sử dụng, do đó kết quả
12 đề án sản xuất khác nhau. Mỗi chương trình được gán
một con số từ 1 đến 12 và được mã hóa trong một cách


mà Crystal Ball có thể truy cập vào từng hồ sơ sản xuất
bằng cách lấy mẫu từ phân phối xác suất được giao.
6. Chi phí thuê mỏ: phân phối tam giác - tối thiểu =
12,5%, khả năng nhất = 20% & tối đa = 33%.
7. Thuế thu nhập liên bang (FIT): phân phối tam giác tối thiểu = 20%, khả năng nhất = 30% & tối đa = 40%.
Bằng cách sử dụng các giá trị ít nhất và thuận lợi nhất cho
mỗi biến đầu vào trên các chỉ số hoạt động kinh tế có thể đạt
được như trình bày trong Bảng 4. Tuy nhiên, những con số này
chỉ hiển thị hai khả năng của các phân bố xác suất của các biến
đầu vào được lấy mẫu ngẫu nhiên mà tại đó các mẫu có giá trị
được sử dụng để tính tốn các chỉ số hiệu suất của q trình
thử nghiệm. The population of trial dẫn đến một phân bố xác
suất của các chỉ số kinh tế do đó tự cho phép kết hợp của sự
khơng chắc chắn vốn có trong các thông số trong đánh giá dự
án. Các bản phân phối được trang bị và các thông số đặc trưng

được đưa ra trong Bảng 5. Căn cứ vào bảng tóm tắt, IRR trung
bình là rất thuận lợi (126%) và cao hơn đáng kể so với tỷ lệ
chiết khấu của công ty truyền thống chấp nhận là 10%. So với
ba thông số khác, GRR có sự thay đổi cuối cùng như được phản
ánh hệ số biến đổi của nó, trong khi 3 yếu tố khác thay đổi
tương tự như so sánh giữa một khác. Một phân tích độ nhạy kỹ
lưỡng cũng được thực hiện bằng cách sử dụng Crystal Ball, và
như thể hiện trong các bảng xếp hạng độ nhạy (tornado biểu
đồ) trong hình 11, giá dầu đã đóng góp nhiều nhất cho sự thay
đổi trong dữ liệu. Trong assition, NPV cũng là nhạy cảm với lãi
suất chiết khấu, với ba thông số khác cho thấy sự nhạy cảm
hơn để CAPEX vào chi phí hơn so với tỷ lệ chiết khấu, với ngoại
lệ của IRR.
CONCLUSIONS
Trong nghiên cứu này đánh giá kinh tế của các ứng dụng
của GAGD trong mỏ BH đã được tiến hành. Một mơ hình dịng
tiền được thiết kế trong đó có tất cả các yếu tố của ưu đãi PFS
Louisiana và các dữ liệu mới nhất là cung cấp cho chúng tôi bởi
các chuyên gia ngành công nghiệp. Sau khi mã hóa tất cả các
phương trình dịng chảy tiền mặt cần thiết trong Excel một mô
phỏng Monte Carlo được thực hiện bằng cách sử dụng Crystal
Ball để đánh giá hiệu quả để mỗi biến đầu vào được lựa chọn,
chẳng hạn như các chương trình sản xuất, các CAPEX vào chi
phí, giá dầu và khí CO2, giảm giá , thuế tài nguyên và thuế


suất, về các chỉ số hoạt động kinh tế. Các nghiên cứu mô phỏng
cho thấy rằng việc thực hiện GAGD có một xác suất cao là kinh
tế được đưa ra các điều kiện kinh tế hiện nay dựa trên các chỉ
số hoạt động kinh tế được lựa chọn IRR, NPV, GRR và PI.