Экономическая сторона функционирования нефтегазовой отрасли

Введение

Цель моего курсового проекта - закрепление теоретических знаний и развитие навыков практического решения задач, связанных с экономической стороной функционирования нефтегазовой отрасли.

Для достижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:

1. технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа;

2. проектирование магистральной системы транспорта газа;

3. определение экономической эффективности вариантов газоснабжения потребителей.

Раздел 1. Расчетно-проектная часть

В данном курсовом проекте будет проанализировано 3 варианта разработки месторождений природного газа: на основе проведения соответствующих расчетов мы определяем объем и структуру капитальных и эксплуатационных затрат по предложенным вариантам разработки месторождения природного газа, а также обосновываем проект выбора системы транспорта газа.

- без поддержания пластового давления путем закачки газа в пласт

- с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт

- с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт

Все расчеты ведутся на основе данных варианта №3

Расчет капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с разработкой месторождения природного газа

1.1 Обоснование сроков разработки месторождения природного газа

При выполнении курсового проекта мы исключили начальный этап разработки месторождения, в котором наблюдается незначительный прирост добычи газа. Предполагается, что промысел сразу выходит на заданную проектную мощность.

По мере разработки месторождения и падения пластового давления наступает такой период, когда дальнейшее бурение эксплуатационных скважин на заданном постоянном уровне становится экономически нецелесообразным. В соответствии с этим разработка месторождения разбивается на два этапа: постоянной и падающей добычи. Обычно период постоянной добычи составляет 70-75% от общей продолжительности разработки месторождения (принимаем 70%).

Для данного курсового проекта принимаем срок разработки месторождения - 15 лет. Тогда период постоянной добычи равен:

Тпост = Т * 0,7 = 15 * 0,7 = 11 лет

Тогда период падения добычи равен:

Тпад = 15 – 11 = 4 года

По исходным данным общий объем запасов газа и конденсата месторождения составляет:

Qзап = Qзап_г + Qзап_к = (87 + 12) млрд. м³ = 99 млрд. м³

Поскольку полностью эти запасы извлечь нельзя, реальный объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения газа составит:

Qдоб = (Qзап * Кизвл) / 100

Qдоб = 99 млрд. м³ * 75 / 100 = 74,25 млрд. м³

Общий объем добычи газа с учетом коэффициента извлечения запасов определяем при помощи диаграммы (см. приложение 1 к методическим указаниям к выполнению курсового проекта). Согласно этой диаграмме общий объем добычи газа равен общей площади трапеции:

S= Qдоб. = Qдоб год * Тпост + (Qдоб год * Тпад)/2

Откуда объем добычи за 1-ый год:

Qдоб год = Qдоб. / (Тпост + 0,5 * Тпад)

Qдоб год = 74,25 / (11 + 0,5 * 4)=5,711 млрд. м³

Определяем среднегодовой начальный дебет одной скважины:

D ср год = Dср * 365

D ср год =210 тыс. м³/сут * 365=76,650 млн. м³/сут

Где D ср год – среднесуточный дебет 1 скважины (и т.д. по всем годам разработки)

Определяем количество добычных скважин, которые необходимо ввести к началу разработки месторождения:

n = Qдоб год /D ср год

n = 5711 млн. м³/76,650 млн. м³ = 75 скв.

В последующие годы дебит скважины будет снижаться на 0,8% ежегодно. Поэтому для того, чтобы объем добычи оставался на примерно постоянном уровне, необходимо периодически вводить в эксплуатацию дополнительные скважины (в период постоянной добычи).

Определяем дебит скважин в последующие годы и результаты расчетов сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

1.2 Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения

Для расчета капитальных вложений необходимо определить объемы первоначальных и дополнительных капитальных затрат.

Первоначальными затратами называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, обеспечивающие заданную проектом добычу газа в начальный период эксплуатации промысла.

Дополнительными называются капиталовложения в строительство скважин и прискважных сооружений, предназначенные для поддержания заданной добычи на постоянном уровне.

Капитальные вложения рассчитываются только за период постоянной добычи газа.

Для расчета капитальных затрат определяем направления капитальных вложений по следующим объектам:

· бурение скважин;

· обвязка скважин;

· выкидные линии;

· газосборный коллектор;

· прочие объекты промышленно-производственного назначения;

· объекты жилищного строительства.

В соответствии с изложенным выше, ориентировочный расчет капитальных затрат на добычу газа (Квл) будет иметь следующий вид:

Квл = n* (Кбур + Кобв + Кв.л.) + Кгск +σ * Рп + К'проч * (У + 1,5),

где n - количество скважин,

Кбур, Кобв, Кв.л., Кгск – капитальные вложения в бурение, обвязку скважин, выкидные линии и газосборный коллектор

σ - удельные капитальные вложения в объекты жилищного строительства тыс. руб/чел. Принимаем σ =9 тыс. руб/чел,

К'проч - капитальные затраты в прочие объекты участка промысла, Принимаем К'проч = 180 тыс.руб.

Pn - количество работников на промысле

где У - количество участков на промысле (У = 2) , принимается из расчета до 50 скважин на 1 участок.

Определим количество работников на промысле по годам разработки месторождения

Pn = P_оп* n + Р_пр1 + Р_пр2 * (У - 1),

Где Р_оп – количество операторов на 1 скв. P_оппринимаем равным 1.

Р_пр1 - прочее число работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаем равным 50.

Р_пр2- количество прочих работников для 2-го участка, принимаем равным 10.

Определяем Рnдля 1года разработки месторождения.

Pn =1* 75 + 50 + 10 * (2-1)=135 человек.

Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для вариантов I и III для первого года разработки месторождения:

Квл^{1го д} = 75* (2402 + 103+ 65) + 5874 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 200,469 млн.руб.

Далее рассчитаем дополнительные капитальные вложения для вновь вводимых скважин:

2 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з^2год =0,

3 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з^3год =0

4 год: Кдоп.з.^4год =1* (2402 + 103 + 62) + 9 * 1 = 2579 тыс.руб.

И.т.д. до 11-го года разработки включительно.

Рассчитаем первоначальные капитальные вложения для варианта II для первого года разработки месторождения:

Квл^1год = 73 * (2402 + 103 + 94) + 1749 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 198,519 млн.руб.

Аналогично рассчитаем дополнительные капитальные вложения для варианта II для второго и 3 года разработки месторождения, Кдоп.з.^2год = 0, Кдоп.з.^3год = 0

Рассчитаем капитальные вложения для варианта II для четвертого года разработки месторождения:

Кдоп.з. ^4год = 1* (2402 + 103 + 94) + 9 * 1 = 2608 тыс. руб.

И т.д. до 11-го года разработки включительно.

Определяем накопленные капитальные вложения по вариантам разработки месторождения и результаты сводим в таблицу 1.2.

1-ый год (1 и Ш варианты) = 200,469 млн.руб.

1-ый год (П вариант) = 198,519млн. руб.

Поскольку новые скважины не водились, то для 2-го и 3-го года эксплуатации накопленные капитальные затраты не меняются:

2-ой год (I и Ш варианты) = 200,469 млн.руб.

2-ой год (II вариант) = 198,519млн. руб.

3-ий год (I и Ш варианты) = 200,469 млн. руб.

3-ий год (II вариант) = 198,519млн. руб.

И т.д. по всем годам

Определяем удельные значения капитальных затрат по годам разработки:

К уд(t) = Кнакопл (t) / Qдоб(t),

где К уд(t)-удельныекапитальные затраты в добычу газа в год t, руб/тыс. м³,

Кдоб^нак (t) - накопленные капитальные затраты в год t млн. руб.,

Qдоб(t) - объем добычи газа в год t, млрд м³.

1-ый год (I и Ш варианты) = 200,469 / 5,711 = 35,1 руб/тыс. м³

1-ый год (П вариант) =198,519/ 5,711 = 34,76 руб/тыс. м³

И т.д. по всем годам

Составляем таблицу

природный газ месторождение разработка

Таблица 1.2

Используя результаты расчетов строим график (рис 1.1) динамики удельных капитальных затрат на добычу газа по вариантам разработки месторождения.

На основании проведенных расчетов и графиков можно сделать следующий вывод:

Удельные капитальные затраты на добычу газа увеличиваются по мере разработки месторождения так как с вводом каждой новой скважины капитальные затраты возрастают, а объем добычи газа остается приблизительно на уровне.

1.3 Расчет эксплуатационных затрат, связанных с добычей природного газа

Эксплуатационные затраты (издержки), связанные с добычей природного газа, определяем по отдельным годам разработки месторождения (И_t) и за период постоянной добычи (И_п).

Эксплуатационные затраты по отдельным годам разработки месторождения определяем по следующим статьям затрат:

· амортизация производственного оборудования;

· заработная плата производственных рабочих;

· отчисления на социальные нужды;

· топливо и энергия;

· вода на технологические нужды;

· расходы на ремонт;

· цеховые и общепромысловые расходы;

· прочие эксплуатационные расходы;

· внепроизводственные расходы.

1.3.1 Расчет амортизационных расходов

Сначала определяем величину ежегодных амортизационных отчислений от стоимости добычных скважин.

А_г^скв= С_п* Н_а^скв

Н_а^скв = 1/ Т_п

Т_п = τ_{скв-лет}/ n_{экс. СКВ}*100%

τ_{скв-лет} - количество скважино-лет, отработанных за период постоянной добычи газа; n_{экс. скв.} - количество эксплуатационных скважин.

Т_{п 1,2,3} = 11/75*100% = 14,66Т_{п 4}=11/76*100% = 14,47

Т_{п 5,6}= 11/77*100% = 14,28Т_{п 7} = 11/78*100% = 14,1

Т_{п 8,9} = 11/79*100% = 13,92Т_{п 10} = 11/80*100% = 13,75

Т_{п 11,12,13,14,15} = 11/81*100% = 13,58

Таким образом, Н_а^скв:

Н_а^скв _1,2,3= 1/14,66 = 0,0682Н_а^скв ₄ = 1/14,47 = 0,0691

Н_а^скв _5,6= 1/14,28 = 0,07Н_а^скв ₇= 1/14,1 = 0,0709

Н_а^скв _8,9= 1/13,92 = 0,0718Н_а^скв ₁₀= 1/13,75 = 0,0727

Н_а^скв _{11,12,13,14,15}= 1/13,58 = 0,0736

Первичная стоимость скважин по конкретному году эксплуатации месторождения:

С_п = С_бур* n,

где С_бур– стоимость бурения

n– количество скважин

С_п1,2,3 = 2402 * 75 = 180150 С_п4 = 2402 * 76 = 182552

С_п5.6 = 2402 * 77 = 184954С_п7 = 2402 * 78 = 187356

С_п8,9 = 2402 * 79 = 189758С_п10 = 2402 * 80 = 192160

С_{п11,12,13,14,15} = 2402 * 81 = 194562

Подставив полученные значения стоимости скважин и норму амортизации в формулу

А_г^скв = Н_а^скв * С_п,

рассчитаем амортизационные отчисления по годам разработки месторождения:

А_г^скв _1,2,3 = 180150*0,0682 = 12286,2А_г^скв ₄ = 182552*0,0691 = 12614,3

А_г^скв _5,6 = 184954*0,07 = 12946,7А_г^скв ₇ = 187356*0,0709 = 13284,5

А_г^скв _8,9 = 189758*0,0718 = 13624,6А_г^скв₁₀ = 192160*0,0727 = 13970,03

А_г^скв _{11,12,13,14,15} = 194562*0,0736 = 14319,7

Полученные данные сводим в таблицу 2.3

Далее рассчитываем отчисления на амортизацию обвязки и выкидных линий скважин, а так же на амортизацию газосборного коллектора, которая прибавляется к амортизационным отчислениям по скважинам. Отчисления на амортизацию выкидных линий и газосборного коллектора определяем отдельно для 1и 3 и отдельно для 2 варианта.

А^обв = (Н_а^обв * К^обв) * n/100%

А^вл = (Н_а^гс * К^вл) * n/100%

А^гск = (Н_а^гс * К^гск) /100%

где К – капитальные вложения, тыс.руб.

А^обв₁ = (103 * 0,1) * 75/100% = 7,73

И т.д. по всем годам

А^вл_1,3= 0,6 * 65 * 75/100% = 29,25

А^вл₂ = 0,6 * 94 * 69/100% = 42,3

И т.д. по всем годам

А^гск _1,3 = 0,6 * 5874 /100% = 35,24

А^гск₂ = 0,6 * 1749 /100% = 10,49

По остальным годам амортизационные отчисления на ГСК меняться не будут.

1.3.2 Расчет расходов на оплату труда

Величина расходов на оплату труда определяется по формуле:

И_о.т. = 12 * Тмес * Рn* Ктар * D^сум * 1,09,

где: Тмес - минимальная месячная ставка рабочего 1-го разряда (принимаем Тмес=10000 руб/мес);

Рn- численность производственного персонала (принимаем по ранее выполненным работам по годам);

Д^сум - суммарный коэффициент доплат (принимаем Д^сум = 1,3)

1,09 - коэффициент, учитывающий дополнительную оплату труда.

И_от1 = 12 * 10 * 135 * 1,8 * 1,3 * 1,09 = 41319,72тыс.руб.

И далее до 11 года.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3

1.3.3 Отчисления на социальное страхование.

Отчисления на социальные нужды рассчитываются путем умножения расходов на з/п производственных рабочих на коэффициент отчисления на социальные нужды, которые в настоящее время складываются из:

• страховых взносов в пенсионный фонд - 20%

• страховых взносов в фонд обязательного медицинского страхования- 2,9%

• страховые взносы в фонд социального страхования – 3,1 %

Итого: 26% или 0,26

И_{фонды1год} = И_от1год * 0,26 = 41319,72 * 0,26 = 10743,13 тыс.руб.

Результаты вычислений сводим в таблицу 1.4:

Таблица 1.4 - Размер отчислений по единому социальному налогу по годам освоения месторождения

1.3.4 Расчет затрат на электроэнергию

Затраты на электроэнергию И_э/э, покупаемую у энергосберегающей компании, рассчитываем по формуле:

И_э/э = (Nоб + Nводы) * hр * Тэ/э,

где: Nоб - расходуемая мощность оборудования промысла (принимаем Npacx=150 кВт)

Nводы – мощность, расходуемая на закачку воды в пласт (Nвод рассчитываем только для 3-го варианта разработки месторождения).

hр = 7500 – число часов работы оборудования

Тэ/э – среднегодовой тариф на э/э = 1,99 р/кВт*час

Nводы = Nэ воды * 1000/24*365 , кВт/сутки

Таким образом, годовые затраты на э/э:

Иэ/э_1,2= 150 * 7500 * 1,99 = 2238,75 тыс. руб./год

Nводы = (82 * 1000)/(24 * 365) =9,36 кВт/сутки

Иэ/э₃ = (150 + 9,36) * 7500 * 1,99 = 2378,44 тыс. руб./год

1.3.5 Расчет платы за воду, идущую на технологические нужды

Плата за воду рассчитывается только для 3 варианта разработки месторождения.

И_вод = 0,7 * Vвод * hсут * Т воды,

где: Vводы - количество воды, закачиваемой в пласт, тыс. м^З/сут.

Vвод=9 млн. м³/сут = 9000 тыс. м³/сут

hсут -количество суток работы оборудования промысла в год (принимаем hсут=312 сут)

Т воды - среднегодовой тариф на водные ресурсы (принимаем Т воды = 23,7 руб/тыс. м^З)

0,7 - коэффициент возврата воды

И_вод = 0,7 * 9000 * 312 * 23,7 = 46584720 руб./(тыс. м^З/год) = 46584 тыс. руб./(тыс. м^З/год)

1.3.6 Расходы на ремонт скважин

Расходы на ремонт скважин рассчитываются путем умножения нормы отчислений в ремонтный фонд (принимаем 1,5% в год) на стоимость скважин, определяемую с учетом износа.

Расходы на ремонт скважин рассчитываются по формуле:

И_рем = 0,015* (Кбур * n-Uам),

где 0,015 – норма отчислений в ремонтный фонд

Аскв1год= 12286,2 тыс.руб.

И_{рем1год}=0,015 * (2402 * 75 - 12286,2) = 2517,96 тыс.руб.

И т.д. по всем годам.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 1.5 - Результаты расчетов на ремонт скважин

1.3.7 Расчет промысловой себестоимости газа

Себестоимость природного газа рассчитывается по трем вариантам разработки месторождения для каждого года эксплуатации месторождения.

S_г = И / (0,789 * Qдобгод), руб. /тыс. м^З,

где: И - расходы, связанные с разработкой месторождения по всем вариантам;

Qt - добыча газа по годам в тыс. м^З/год.

Qдобгод (1год) = 4941538 тыс. м³/год

Определяем затраты и для каждого из вариантов разработки месторождения:

Вариант 1

И1 = Искв + Иобв + Ив.л. + Игск + Ио.т. + Исоц.отч. + Иэ/э + Ирем

И1 (1-ый год) = 2402 + 103 + 65 + 5874 + 41319,72 + 10743,13 + 2238,75 + 2517,96 = 65263,554 тыс.руб.

Sг1 = 65263554 / (0,789 * 5711538) = 14,48 руб./тыс. м^З

Вариант 2

И2 = И1 + Икомпр,

где: Икомпр - расходы на компрессоры;

Икомпр = Ккомпр * S_г * 4;

Ккомпр (количество компрессоров) = 27;

Sr (себестоимость газа, рассчитанная для 1-го варианта) = 14,48 руб/тыс м^З;

4 тыс. м^З - объем газа, закачиваемый в пласт.

Икомпр = 27 * 14,48 * 4 = 1563,84 руб.=1,56384 тыс.руб.

И2 (1-ый год) = 2402 + 103 + 94 + 1749 + 41319,72 + 10743,13 + 2238,75 + 2517,96 + 1,56384 = 61169,118 тыс.руб.

Sг2 = 61169118/ (0,789 *5711538) = 13,58 руб./тыс. м^З.

Вариант 3

И3 = И1+ Ивод.

UЗ (1-ый год) = 2402 + 103 + 66 + 5874 + 41319,72 + 10743,13 + 2378,44 + 2517,96 + 46584 = 111987,244 тыс.руб.

Sr3 = 111987,244 / (0,789 *5711538) = 26,41 руб. /тыс. м^З.

Результаты расчетов сводим в таблицы:

Таблица 1.6

Таблица 1.7

Таблица 1.8

1.3.8 Затраты на топливо

Затраты на топливодля каждого из вариантов разработки месторождения определяются, исходя из себестоимости добываемого газа на промысле по формуле:

Итопл1(1-ый год) = S_г * Qдобгод * Рс.н.,

де S_г – себестоимость газа, руб за 1000 м₃;

Р_с.н. – расход газа на собственные нужды (принимается 1 % от годовой добычи).

S_г1=14,43 руб./тыс.м^З

Итопл1(1-ый год) = 14,48 * 5711538 * 0,01 = 826,953 тыс.руб.

S_г2=13,39 руб./тыс.м^З

Итопл2(1-ый год) = 13,58 * 5711538 * 0,01 = 775,554 тыс.руб.

Sr3=26,41 руб./тыс.м^З

Итопл3(1-ый год) = 24,85 * 5711538 * 0,01 = 1419,184 тыс.руб.

И т. д. по всем годам разработки.

Результаты расчетов сводим в таблицы:

Таблица 1.9

Таблица 1.10

Таблица 1.11

1.3.9 Расчет цеховых и общепромысловых расходов

В данном курсовом проекте принимаем цеховые и общепромысловые расходы равными 15% от себестоимости газа.

Ицех=0,15* S_г* Qдобгод

Ицех1(1-ый год) = 0,15 * 14,48 * 5711538 = 12404,292 тыс.руб.

Ицех2(1-ый год) = 0,15 * 13,58 * 5711538 = 11633,307 тыс.руб.

Ицех3(1-ый год) = 0,15 * 24,85 * 5711538 = 21287,753 тыс.руб.

И т.д. по всем годам разработки месторождения

Результаты расчетов сводим в таблицу:

Таблица 1.12

1.3.10 Прочие эксплуатационные расходы

В данном курсовом проекте прочие эксплуатационные расходы принимаем равными 5% от себестоимости газа.

Ипроч = 0,05 * S_г * Qдобгод

Ицех1(1-ый год) = 0,05 * 14,48 * 5711538 = 4134,764 тыс.руб.

Ицех2(1-ый год) = 0,05 * 13,58 * 5711538 = 3877,769 тыс.руб.

Ицех3(1-ый год) = 0,05 * 24,85 * 5711538 = 7095,918 тыс.руб.

И т.д. по всем годам.

Результаты расчета сводим в таблицу 1.13:

Таблица 1.13

1.3.11 Уточненный расчет затрат на компрессоры

Затраты на компрессоры рассчитываем исходя из рассчитанной выше расчетов себестоимости газа только для 2-го варианта.

Расчеты производим по формуле:

Икомпр = Ккомпр * S_г* 4;

Ккомпр (количество компрессоров) = 27;

S_г 2 = 13,58руб./тыс. м^З;

4 тыс.м^З - объем газа, закачиваемый в пласт.

Икомпр = 26 * 13,39 * 4 = 1392,56 руб = 1,392 тыс.руб.

Результаты расчетов сводим в таблицу:

Таблица 1.14

1.3.12 Расчет эксплуатационных затрат в разработку месторождения. Выбор оптимального варианта разработки

Расчет эксплуатационных затрат в разработку месторождения осуществляется путем суммирования всех затрат всех затрат за 11 лет постоянной добычи, подсчитанных ранее по каждому варианту разработки месторождения. Для удобства анализа, результаты расчетов сводим в таблицу.

Исходя из итоговой суммы затрат, можно сделать вывод о предпочтительном использовании того или иного способа разработки месторождения. В данном случае, минимальная сумма затрат приходится на второй вариант разработки.

2. Обоснование проекта системы магистрального транспорта газа

2.1 Обоснование диаметра газопровода

Учитывая полученные в 1 разделе данные относительно суточной добычи газа, надо проектировать такой газопровод, пропускная способность которого была бы не менее 15,69 млн. м³/сут.

Используя график, приведенный в приложении 2 методических указаний, определяем диаметр трубопровода, соответствующий максимальной пропускной способности 15,69 млн. м³/сут. Спроектировав это значение на параболы, мы установим, что пропускной способности 15,69 млн. м³/сут. соответствует диаметр газопровода равный 820 мм.

Далее нам необходимо определить технико-экономические показатели транспорта для трубопровода диаметром 820 мм. В таблице 1 приложения 2 такие данные уже рассчитаны для диаметра 1020 мм. Наша дальнейшая задача состоит в использовании этих данных путем экстраполирования.

Для этого переносим точку, полученную на параболе, соответствующей диаметру 820 мм на параболу, соответствующую диаметру 1020 мм и проектируем полученную точку на горизонтальную ось, соответствующую пропускной способности. Получим значение пропускной способности, соответствующей 1020 мм, оно равно 20 млн. м³/сут.

Далее путем экстраполирования данных приведенных в таблице 1 приложения 2 получаем технико-экономические показатели для пропускной способности 18 млн.м³/сут.

Сводим данные в таблицу 2.1

Таблица 2.1

На основании данных приведенных в этой таблице значение шага между КС принимаем равным 112 км. Количество КС на проектируемом трубопроводе определяем по формуле:

N_к.с. =L_г.п./S_к.с. ,

где N_к.с. - количество КС;

L_г.п. - длина газопровода км. (дана в исходных данных);

S_к.с. - шаг между КС.

Для данного варианта:

N_к.с. = 1250/112 ≈11

Тогда удельные капитальные вложения в строительство газопровода равны:

К_тр. = (Уд.кап.вл.в лин.часть + N_к.с. *уд.кап.вл.в KC) * L_г.п * Q

К_тр. = (183+ 11* 32) * 1250 * 20 = 13,375 млн. руб.

Вычисляем удельные эксплуатационные затраты в газопровод:

З_эксп= (Уд. эксплуат. затраты в лин. часть + N_к.с. * уд. эксплуат. затраты. в KC) L_г.п * З_эксп = (7,5 + 11 * 8) * 1250 * 20 = 2,3875 млн. руб.

2.2Определение среднегодового резерва пропускной способности газопровода и числа суток использования максимума

Для газопроводов, имеющих подземные хранилища газа, рекомендуется резерв мощности, определяющийся величиной среднегодового резерва пропускной способности газопровода(k_год).

Вопрос о создании резерва пропускной способности газопроводов тесно связан с проблемой эффективности капиталовложений в газовую промышленность, и, в частности, в магистральный транспорт газа. Необходимо уже на стадии проектирования предусматривать определенные резервы пропускной способности газопровода. Это обуславливается рядом причин, которые можно разделить на несколько групп, связанных:

- с характером потребления газа

- с особенностями функционирования газотранспортных систем

- с особенностями перспективного планирования потребности в ресурсах природного газа

Принимаем значение среднегодового резерва пропускной способности газопровода равным

=0,92

где k_i - фактор, обусловливающий необходимость создания резервов мощности, для i- группы.

В соответствии с принятым нами значением k_год = 0,92 для диаметра трубы = 820 мм по данным таблицы число суток использования максимума равно 330 суток

2.3 Расчет транспортной работы

Грузооборот (транспортная работа) магистральных газопроводов определяется по формуле:

P_i = ΣQ_i^{тp *}L_i , тыс.м³*км

где Q_i^тp- количество транспортируемого газа по i-му участку, тыс.м³;

L_i- длина i-го расчетного участка газопровода, км

В настоящем курсовом проекте предлагается следующий порядок расчета объема транспортной работы.

Весь магистральный газопровод разбивается на участки в соответствиис условными потребителями газа. В данном случае под условными потребителямипонимаются следующие объекты:

- компрессорные станции;

- непосредственно потребители природного газа;

- подземные хранилища газа.

Рисуем схему газопровода.

Выполнение расчетов по определению транспортной работы проще выполнить с помощью таблицы 2.2.

Таблица 2.2

При определении объема поступившего на участок газопровода газа необходимо учитывать расход газа на собственные нужды каждой из компрессорных станций (1,1 % дано). Кроме этого на участках 5 и 8 необходимо учесть отбор газа (25 тыс. м³ - дано).

Итак, чтобы определить объем газа поступивший на 2-й участок надо:

А) поступление газа на 1-й участок (15,69 тыс. м³) умножить на коэффициент (1,1+0,04=1,14) т.е. на 0,0114 получим 178,92 (это потери + расход)

Б) разница: 15695-178,92 = 15516,1 – это объем газа поступивший на 2-й участок и.т.д.

Кроме этого на 5 и 8 участках от полученного объема транспортируемого газа на этих участках необходимо отнять 25 тыс. м³

Кроме этого на 14 участке необходимо учесть сальдо объема газа, идущего на ПХГ (подземное хранилище газа).

Затем определяем объем товарного газа, перекачиваемого газопроводом, расчет производим по годовым показателям по формуле:

Q_т=Q_пос - (Q_п+Q_с.н.) – (Q_з.х.-Q_о.х.), тыс.м.³

где, Q_т - товарный газ, транспортируемый газопроводами;

Q_пос - поступление газа в газопроводы;

Q_п - потери газа, 0,04 % дано в задании

Q_с.н. - расход газа на собственные нужды;

Q_з.х.- закачка газа в ПХГ, дано 15 тыс. м³

Q_о.х.- отбор газа из хранилища, дано 20 тыс. м³

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Результаты расчетов объема товарного газа, транспортируемого по газопроводу

3. Расчетно-аналитическая часть

Для определения наилучшего варианта разработки месторождения природного газа, на основе технико-экономических показателей необходимо выполнить многокритериальные расчеты экономической эффективности.

В качестве данных критериев в данном курсовом проекте используются:

• чистый дисконтированный доход;

• внутренняя норма доходности;

• динамический срок окупаемости.

3.1 Расчет чистой дисконтированной прибыли

Определяет годовую выручку от реализации газа по формуле:

ВР_t=P_r*Q_т.г.

Где ВР_t- выручка от реализации газа в год t;

Р_r- цена газа, руб. за 1000 м.³

Q_т.г. - объем товарного газа, берем из табл. 2.3

Цену газа рассчитываем исходя из средней себестоимости газа по всем 3 вар-м разработки месторождения (см. табл. 1.6, 14,48 руб. за 1000 м.³) и от этой величины берем 290% (т.е. 14,48 * 2,9 = 41,992 руб./тыс. м.³)

1 год: BP₁ = 41,992 * 5711 = 239,82 млн. руб.

2 год: BP₂ = 41,992 * 5702 = 239,47 млн. руб.

И т.д. по всем годам.

Величина BPtодинакова для каждого из 3 вариантов разработки месторождения.

Рассчитываем суммарные удельные капитальные затраты на разработку месторождения и строительство газопровода. Расчеты производим для всех 3 вариантов разработки месторождения.

Кt=Кt + Ктр.

где: Кt – годовые капитальные затраты в разработку месторождения в год t (берем для каждого варианта разработки месторождения из табл.1.2)

Ктр. – удельные капитальные затраты, на строительство газопровода, которое принимаем из п.2.1

Тогда Kt равно:

1 вариант:

1 год: К₁ = 200469 + 13375= 213,844млн. руб.

2 год: К₂ = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: К₁ = 198519 + 13375 = 211,894млн. руб.

2 год: К₂ = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: К₁ = 200469 + 13375 = 227,219млн. руб.

2 год: К₂ = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем суммарные эксплуатационные затраты Иtпо годам разработки месторождения для каждого из 3 вариантов разработки месторождения. Они складываются из эксплуатационных затрат связанных с добычей газа Ид.г. (берем сумму затрат по всем статьям расхода по годам) и эксплуатационных затрат на строительство газопровода Зтр (принимаем рассчитанные в п 2.1 значения)

Тогда Иt равно:

1вариант:

1 год: И₁= 86,543 + 2,387 =88,93 млн. руб.

2 год: И₂ = 86,543 + 2,387 = 88,93млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: И₁ = 72,06 + 2,552 = 74,61 млн. руб.

2 год: И₂= 72,06 + 2,552 = 74,61млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: И₁ = 132,31 + 2,552 = 134,86 млн. руб.

2 год: И₂ = 132,32 + 2,552 = 134,87 млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем величину налоговых отчислений по годам разработки месторождения по формуле:

Нt= (ВРt- Иt) * 0,35

1 вариант:

1 год: Н₁ = (239,82 - 88,93) * 0,35 = 52,81млн. руб.

2 год: Н₂ = (239,47 - 88,93) * 0,35 = 52,69млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: Н₁ = (206,7 - 74,61) * 0,35 = 46,24млн. руб.

2 год: Н₂ = (203,8 - 74,61) * 0,35 = 45,23млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: Н₁ = (206,7 - 134,86) * 0,35 = 25,15млн. руб.

2 год: Н₂= (203,8 - 134,87) * 0,35 = 24,14 млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем ЧДД по годам разработки месторождения для каждого варианта по формуле:

ЧДД = Rt* q_д(t)

где: R_t- поток наличности в год:

q_д(t) - коэф дисконтирования

Поток наличности определяем по формуле:

R_t = (ВР_t- (И_t- А_сум(t))) - Н_t- К_t

1 вариант:

1 год: R₁ = (239,82 - (88,93 – 12,35)) – 52,81– 213,844 = - 99,44 млн. руб.

2 год:R₂ = (239,47 - (88,93 – 12,35)) – 52,69– 12,823 = 80,76 млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: R₁ = (239,82 - (87,84–12,34)) – 53,19 –211,894 = - 100,770 млн. руб.

2 год:R₂ = (239,5 - (87,83– 12,34)) – 53,07 – 13,375 = 97,531 млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год:R₁ = (239,82 - (148,1 – 12,35)) – 32,1–213,84 = - 137,89 млн. руб.

2 год:R₂ = (239,5 - (148,11– 12,35)) – 31,98– 13,37 = 42,31 млн. руб.

И т.д. по годам

Коэффициент дисконтирования определяем по формуле:

q_д(t) = 1/(1+i)^(t-1) ,

где: i- ставка банковского процента; принимаем по заданию = 12%

t - текущий год, отсчитываемый от начала разработки месторождения

1 год: q_д(1) = 1/(1 + 0,12) ^(1-1) = 1

2 год: q_д(2) = 1/(1 + 0,12)^(2-1) = 1/1,12 = 0,893

И т.д. по годам

Коэффициент дисконтирования рассчитываем для 1 вар-та разработки месторождения. Для остальных вариантов коэффициент дисконтирования будет такой же, как и для 1-го варианта.

Рассчитываем ЧДД для каждого из вариантов разработки месторождения по годам.

1 вариант:

1 год: ЧДД₁ = R₁ * q_д(1)= - 103,42 * 1 = - 103,42 млн. руб.

2 год: ЧДД₂ = R₂ * q_д(2) = 96,83* 0,893 = 86,45 млн. руб.

И т.д. по годам

2 вариант:

1 год: ЧДД₁ = R₁ * q_д(1) = - 100,77* 1 = - 100,77 млн. руб.

2 год: ЧДД₂ = R₂ * q_д(2) = 97,53 * 0,893 = 87,081млн. руб.

И т.д. по годам

3 вариант:

1 год: ЧДД₁ = R₁ * q_д(1) = - 141,88* 1 = - 141,88 млн. руб.

2 год: ЧДД₂ = R₂ * q_д(2) = 58,36 * 0,893 = 52,109млн. руб.

И т.д. по годам

Результаты сводим в таблицы:

Таблица 3.1

Таблица 3.2 - Результаты расчета ЧДД (2 вариант) млн. руб.

Таблица 3.3 - Результаты расчета ЧДД (3 вариант) млн. руб.

Для всех 3 вариантов разработки месторождения построим график зависимости ЧДД = 1(t).

1. Для 1 варианта рис. 1

Рис. 1

2. Для второго варианта рис. 2

Рис. 2

3. Для третьего варианта рис. 3

Рис. 3

Анализируя данные таблиц 3.1, 3.2, 3.3 видно, что наиболее предпочтительным с точки зрения окупаемости затрат является второй вариант разработки месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт, поскольку в этом случае ЧДД является максимальными составляет 530,3млн. руб.

3.2 Расчет внутренней нормы доходности

Данный метод используется при отсутствии информации о величине процентных ставок на рынке капитала. С помощью этого метода определяется минимальная допустимая величина доходности, при которой покрываются все расходы инвестора в течение инвестиционного периода.

По методу внутренней нормы доходности расчет производится следующим образом. Сначала выбирается любая общая процентная ставка i₁ и определяется соответствующая ЧДД₁. Затем произвольно выбирается вторая процентная ставка i₂, для которой выполняется условие ЧДД₂<0. после этого определяется внутренняя процентная ставка одной инвестиции, то есть такая процентная ставка дисконтирования, при которой приведенный чистый доход равен приведенным инвестиционным расходам, т.е. ЧДД=0.

Внутренняя норма доходности определяется по формуле:

ВНД=i₁ – (ЧДД₁^* (i₂-i₁))/( ЧДД₂- ЧДД₁)

где i - неизвестная внутренняя процентная ставка.

Процент наличности в год t R_t берется из таблиц 3.1, 3.2, 3.3 полученных ранее. Общая процентная ставка принимается равной 12 % в соответствии с вариантом. Вторая процентная ставка i₂ = 20 % и 60 %

Определяем ЧДД для различных вариантов разработки месторождения при значениях процентной ставки 20 % и 60 %. (Для 12 % данные берем из таблиц 3.1-3.3).

Для этого сначала определяем коэффициент дисконтирования для этих значений процентных ставок.

Результаты расчетов сводим в таблицы 3.4, 3.5, 3.6:

Таблица 3.4 - Результаты расчетов ЧДД для 1 варианта разработки месторождения при значениях процентных ставок

Таблица 3.5 - Результаты расчетов ЧДД для 2 варианта разработки месторождения при значениях процентных

Таблица 3.6 - Результаты расчетов ЧДД для 3 варианта разработки месторождения при значениях процентных ставок 12%, 20%, 60%

Просуммировав во всех таблицах значения ЧДД, смотрим при каких значениях процентной ставки ЧДД меняет свой знак с (+) на (-) и делаем вывод:

В 3 варианте разработки месторождений суммарные значения ЧДД меняют знак при переходе от процентной ставки 20% к ставке 60%, следовательно, внутренняя процентная ставка лежит между 20 и 60.

Рассчитываем внутреннюю норму доходности для каждого из вариантов разработки месторождений:

1 вариант: ВНД = 0,2 – (326,02 * (0,6 - 0,2)) / (51,26 –326,02) = 0,674

2 вариант: ВНД = 0,2 – (329,79 * (0,6 – 0,2)) / (55,04 – 329,79) = 0,68

3 вариант: ВНД = 0,2 – (112,11 * (0,6 – 0,2)) / (-49,50 – 112,11) = 0,47

Анализируя полученные значения ВНД можно сделать вывод о том, что наиболее выгодным является второй вариант разработки месторождения, при котором ВНД наибольшая, т.е. инвестируемый капитал дает 68 % годовых.

3.3 Динамический срок окупаемости

Динамический срок окупаемости - это часть инвестиционного периода, в течение которого окупается вложенный капитал и вместе с этим инвестор получает доход в размере процентной ставки.

Динамический срок окупаемости - это критерий, который в определенной степени оценивает риск инвестора. Неуверенность в достоверности прогнозов растет с удалением во времени от настоящего момента, что увеличивает предпринимательский риск. Очевидно, что существует верхняя граница срока окупаемости, при переходе которой риск вложения возрастает до такой степени, что считается уже невыгодным вложением инвестиций.

Для определения динамического срока окупаемости рассчитываются дисконтированные члены потока наличности и последовательно суммируются по годам с учетом знаков.

Результаты расчетов для каждого из вариантов разработки месторождений сводим в таблицы 3.7-3.9:

Таблица 3.7 - Результаты расчетов срока окупаемости для 1 варианта разработки месторождения

Таблица 3.8 - Результаты расчетов срока окупаемости для 2 варианта разработки месторождения

Таблица 3.9 - Результаты расчетов срока окупаемости для 3 варианта разработки месторождения

Далее делаем вывод:

для 1 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2 к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для 2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2 к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для 2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 4 к 5 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

Рассчитываем динамический срок окупаемости для всех трех вариантов:

Tок=t – (ЧДД_t/ ЧДД_t+1- ЧДД_t)

t – период неокупаемости проекта

1 вариант: Ток =2 - (-16,97 / (59,23 + 16,97)) = 2,22 лет

2 вариант: Ток =2 - (-13,69 / (63,07 + 13,69)) = 2,18 лет

3 вариант: Ток =4 - (-5 / (30,39 + 5)) = 4,14 лет

Анализируя полученные данные, следует, что 2 вариант проекта по сроку окупаемости является наиболее выгодным.

Полученные результаты можно представить в виде графика (рис. 4):

Рис. 4

Заключение

По итогам выполнения данного курсового проекта можно сделать следующие выводы:

• Рассчитали капитальные и эксплуатационные затраты для трех вариантов разработки месторождения природного газа (наименьшие капитальные и эксплуатационные затраты приходятся на второй вариант разработки - с поддержанием давления, путем закачки воды в пласт;

• спроектировали магистральную систему транспорта газа с 11 компрессорными станциями

• определили экономическую эффективность вариантов газоснабжения потребителей (наиболее экономически эффективным является второй вариант разработки с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт).

Таким образом, оптимальным вариантом разработки месторождения является технология, при которой пластовое давление поддерживается путем закачки газа в пласт.