Курсовая работа: 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 = Qзапг + Qзапк = (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 = D ср * 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

Годы

Годовой объем добычи Qдоб(t), млрд м3

Число скважин n

D, млн.м3

Накопленный объем добычи Qнакопл.доб, млрд. м3

1

 5,711 75 76,650 5,711

2

 5,703 75 76,037 11,414

3

 5,657 75 75,429 17,071

4

 5,687 76 74,825 22,758

5

 5,715 77 74,226 28,473

6

 5,670 77 73,633 34,143

7

 5,697 78 73,044 39,840

8

 5,724 79 72,459 45,564

9

 5,678 79 71,880 51,243

10

 5,704 80 71,305 56,947

11

 5,729 81 70,734 62,677

Итого за посл. период добычи

62,677

81

 

375,841

12

 5,684 81 70,168 68,360

13

 5,638 81 69,607 73,999

14

 5,593 81 69,050 79,592

15

 5,548 81 68,498 85,140
Итого 85,140 81 682,931

 

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 = Pоп * n + Рпр1 + Рпр2 * (У - 1),

 

Где Роп – количество операторов на 1 скв. Pоп принимаем равным 1.

Рпр1 - прочее число работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаем равным 50.

Рпр2 - количество прочих работников для 2-го участка, принимаем равным 10.

Определяем Рn для 1 года 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:

Квл1го 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.з2год =0,

3 год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з3год =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:

Квл1год = 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) = 198,519 млн. 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) = 198,519 млн. руб.

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

3-ий год (II вариант) = 198,519 млн. 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)-удельные капитальные затраты в добычу газа в год t, руб/тыс. м3,

Кдобнак (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

Годы

Кап. затраты для в-в (тыс. руб.)

Накопл. кап. затраты для в-в (тыс. руб.)

Уд. кап. затр. Для в-в (руб/тыс. м3)

I и III

II

I и III

II

I и III

II

1

 200469 198519 200469 198519 35,10 34,76

2

 0 0 200469 198519 35,15 34,81

3

 0 0 200469 198519 35,44 35,09

4

 2579 2608 203048 201127 35,70 35,37

5

 2579 2608 205627 203735 35,98 35,65

6

 0 0 205627 203735 36,26 35,93

7

 2579 2608 208206 206343 36,55 36,22

8

 2579 2608 210785 208951 36,82 36,50

9

 0 0 210785 208951 37,12 36,80

10

 2579 2608 213364 211559 37,41 37,09

11

 2579 2608 215943 214167 37,69 37,38

Итого за посл. период добычи

215943

214167

215943

214167

399,23

395,61

12

 0 0 215943 214167 37,99 37,68

13

 0 0 215943 214167 38,30 37,99

14

 0 0 215943 214167 38,61 38,29

15

 0 0 215943 214167 38,92 38,60

Итого

215943

214167

215943

214167

553,06

548,17

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 (Иt) и за период постоянной добычи (Ип).

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.

 

Агскв= Сп* Наскв

Наскв = 1/ Тп

Тп = τскв-лет/ nэкс. СКВ*100%

 

τскв-лет - количество скважино-лет, отработанных за период постоянной добычи газа; nэкс. скв. - количество эксплуатационных скважин.

Тп 1,2,3 = 11/75*100% = 14,66Тп 4 =11/76*100% = 14,47

Тп 5,6 = 11/77*100% = 14,28Тп 7 = 11/78*100% = 14,1

Тп 8,9 = 11/79*100% = 13,92Тп 10 = 11/80*100% = 13,75

Тп 11,12,13,14,15 = 11/81*100% = 13,58

Таким образом, Наскв:

Наскв 1,2,3= 1/14,66 = 0,0682Наскв 4 = 1/14,47 = 0,0691

Наскв 5,6= 1/14,28 = 0,07Наскв 7= 1/14,1 = 0,0709

Наскв 8,9= 1/13,92 = 0,0718Наскв 10= 1/13,75 = 0,0727

Наскв 11,12,13,14,15= 1/13,58 = 0,0736

Первичная стоимость скважин по конкретному году эксплуатации месторождения:

 

Сп = Сбур* n ,

где Сбур – стоимость бурения

n – количество скважин

Сп 1,2,3 = 2402 * 75 = 180150 Сп 4 = 2402 * 76 = 182552

Сп 5.6 = 2402 * 77 = 184954Сп 7 = 2402 * 78 = 187356

Сп 8,9 = 2402 * 79 = 189758Сп 10 = 2402 * 80 = 192160

Сп 11,12,13,14,15 = 2402 * 81 = 194562

Подставив полученные значения стоимости скважин и норму амортизации в формулу

 

Агскв = Наскв * Сп,

 

рассчитаем амортизационные отчисления по годам разработки месторождения:

Агскв 1,2,3 = 180150*0,0682 = 12286,2Агскв 4 = 182552*0,0691 = 12614,3

Агскв 5,6 = 184954*0,07 = 12946,7Агскв 7 = 187356*0,0709 = 13284,5

Агскв 8,9 = 189758*0,0718 = 13624,6Агскв10 = 192160*0,0727 = 13970,03

Агскв 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.

 

Аобв = (Наобв * Кобв) * n/100%

Авл = (Нагс * Квл) * n/100%

Агск = (Нагс * Кгск) /100%

где К – капитальные вложения, тыс.руб.

Аобв1 = (103 * 0,1) * 75/100% = 7,73

И т.д. по всем годам

Авл 1,3 = 0,6 * 65 * 75/100% = 29,25

Авл2 = 0,6 * 94 * 69/100% = 42,3

И т.д. по всем годам

Агск 1,3 = 0,6 * 5874 /100% = 35,24

Агск2 = 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:

 

Ио.т. = 12 * Тмес * Рn * Ктар * Dсум * 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);

Дсум - суммарный коэффициент доплат (принимаем Дсум = 1,3)

1,09 - коэффициент, учитывающий дополнительную оплату труда.

Иот1 = 12 * 10 * 135 * 1,8 * 1,3 * 1,09 = 41319,72 тыс.руб.

И далее до 11 года.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.

 

Таблица 1.3

годы

количество скважин

К-во ППП, чел.

Величина расходов на оплату труда, тыс.руб.

Накопленные расходы на оплату труда, тыс. руб.

1

 75 135 41319,72 41319,7

2

 75 135 41319,72 82639,4

3

 75 135 41319,72 123959,2

4

 76 136 41625,79 165585

5

 77 137 41931,86 207516,8

6

 77 137 41931,86 249448,7

7

 78 138 42237,93 291686,6

8

 79 139 42544,01 334230,6

9

 79 139 42544,01 376774,6

10

 80 140 42850,08 419624,7

11

 81 141 43156,15 462780,9

Итого за посл. период добычи

81

141

462780,86

2755566,2

12

 81 141 43156,15 505937,0

13

 81 141 43156,15 549093,2

14

 81 141 43156,15 592249,3

15

 81 141 43156,15 635405,5

Итого

81

141

635405,47

5038251,2

 

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

Ифонды1год = Иот1год * 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

годы

Отчисления по единому социальному налогу, тыс. руб.

Накопленные отчисления, тыс. руб.

1

 10743,13 10743,13

2

 10743,13 21486,25

3

 10743,13 32229,38

4

 10822,71 43052,09

5

 10902,28 53954,37

6

 10902,28 64856,66

7

 10981,86 75838,52

8

 11061,44 86899,96

9

 11061,44 97961,40

10

 11141,02 109102,43

11

 11220,60 120323,02

Итого за посл. период добычи

120323,02

716447,22

12

 11220,60 131543,62

13

 11220,60 142764,22

14

 11220,60 153984,82

15

 11220,60 165205,42

Итого

165205,42

1309945,31

 

1.3.4 Расчет затрат на электроэнергию

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

 

Иэ/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/э1,2= 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.

 

Ивод = 0,7 * Vвод * hсут * Т воды,

где: Vводы - количество воды, закачиваемой в пласт, тыс. мЗ/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. мЗ)

0,7 - коэффициент возврата воды

Ивод = 0,7 * 9000 * 312 * 23,7 = 46584720 руб./(тыс. мЗ/год) = 46584 тыс. руб./(тыс. мЗ/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:

 

Ирем = 0,015* (Кбур * n-Uам),

где 0,015 – норма отчислений в ремонтный фонд

Аскв1год= 12286,2 тыс.руб.

Ирем1год =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

годы

Число скважин

Износ скважин тыс. в год

Расходы на ремонт скважин тыс. руб. в год

1

 75 12286,2 2517,96

2

 75 12286,2 2517,96

3

 75 12286,2 2517,96

4

 76 12614,3 2549,07

5

 77 12946,7 2580,11

6

 77 12946,7 2580,11

7

 78 13284,5 2611,07

8

 79 13624,6 2642

9

 79 13624,6 2642

10

 80 13970 2672,85

11

 81 14319,7 2703,63

Итого за посл. период добычи

81

144189,7

28534,71

12

 81 14319,7 2703,63

13

 81 14319,7 2703,63

14

 81 14319,7 2703,63

15

 81 14319,7 2703,63

Итого

81

201468,5

39349,25

 

1.3.7 Расчет промысловой себестоимости газа

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

 

Sг = И / (0,789 * Qдобгод), руб. /тыс. мЗ,

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

Qt - добыча газа по годам в тыс. мЗ/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. мЗ

Вариант 2

 

И2 = И1 + Икомпр,

где: Икомпр - расходы на компрессоры;

Икомпр = Ккомпр * Sг * 4;

Ккомпр (количество компрессоров) = 27;

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

4 тыс. мЗ - 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. мЗ.

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. мЗ.

Результаты расчетов сводим в таблицы:

 

Таблица 1.6

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

1

 5,711 65263,554 14,48

2

 5,703 65263,554 14,50

3

 5,657 65263,554 14,62

4

 5,687 65680,313 14,64

5

 5,715 66097,008 14,66

6

 5,670 66097,008 14,78

7

 5,697 66513,622 14,80

8

 5,724 66930,201 14,82

9

 5,678 66930,201 14,94

10

 5,704 67346,701 14,96

11

 5,729 67763,136 14,99

Итого за посл. период добычи

62,677

729148,853

162,19

12

 5,684 67763,136 15,11

13

 5,638 67763,136 15,23

14

 5,593 67763,136 15,36

15

 5,548 67763,136 15,48

Итого

85,140

1000201,397

223,37

 

Таблица 1.7

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

1

 5,711 61169,118 13,58

2

 5,703 61169,118 13,59

3

 5,657 61169,118 13,70

4

 5,687 61585,877 13,73

5

 5,715 62002,572 13,75

6

 5,670 62002,572 13,86

7

 5,697 62419,186 13,89

8

 5,724 62835,765 13,91

9

 5,678 62835,765 14,02

10

 5,704 63252,265 14,05

11

 5,729 63668,700 14,08

Итого за посл. период добычи

62,677

684110,055

152,17

12

 5,684 63668,700 14,20

13

 5,638 63668,700 14,31

14

 5,593 63668,700 14,43

15

 5,548 63668,700 14,54

Итого

85,140

938784,855

209,65

 

Таблица 1.8

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

1

 5,711 111987,244 24,85

2

 5,703 111987,244 24,89

3

 5,657 111987,244 25,09

4

 5,687 112404,003 25,05

5

 5,715 112820,698 25,02

6

 5,670 112820,698 25,22

7

 5,697 113237,312 25,19

8

 5,724 113653,891 25,16

9

 5,678 113653,891 25,37

10

 5,704 114070,391 25,34

11

 5,729 114486,826 25,33

Итого за посл. период добычи

62,677

1243109,443

276,52

12

 5,684 114486,826 25,53

13

 5,638 114486,826 25,74

14

 5,593 114486,826 25,94

15

 5,548 114486,826 26,15

Итого

85,140

1701056,747

379,88

1.3.8 Затраты на топливо

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

 

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

де Sг – себестоимость газа, руб за 1000 м3;

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

Sг1=14,43 руб./тыс.мЗ

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

Sг2=13,39 руб./тыс.мЗ

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

Sr3=26,41 руб./тыс.мЗ

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

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

1

 5,711 14,48 0,01 826,953

2

 5,703 14,5 0,01 826,900

3

 5,657 14,62 0,01 827,074

4

 5,687 14,64 0,01 832,534

5

 5,715 14,66 0,01 837,883

6

 5,670 14,78 0,01 837,984

7

 5,697 14,8 0,01 843,215

8

 5,724 14,82 0,01 848,338

9

 5,678 14,94 0,01 848,366

10

 5,704 14,96 0,01 853,373

11

 5,729 14,99 0,01 858,846

Итого за посл. период добычи

62,677

162,19

0,01

9241,467

12

 5,684 15,11 0,01 858,796

13

 5,638 15,23 0,01 858,691

14

 5,593 15,36 0,01 859,093

15

 5,548 15,48 0,01 858,878

Итого

85,140

223,37

0,01

12676,925

 

Таблица 1.10

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

1

 5,711 13,58 0,01 775,554

2

 5,703 13,59 0,01 775,005

3

 5,657 13,7 0,01 775,028

4

 5,687 13,73 0,01 780,785

5

 5,715 13,75 0,01 785,873

6

 5,670 13,86 0,01 785,823

7

 5,697 13,89 0,01 791,369

8

 5,724 13,91 0,01 796,248

9

 5,678 14,02 0,01 796,124

10

 5,704 14,05 0,01 801,463

11

 5,729 14,08 0,01 806,708

Итого за посл. период добычи

62,677

152,17

0,01

8669,979

12

 5,684 14,2 0,01 807,075

13

 5,638 14,31 0,01 806,820

14

 5,593 14,43 0,01 807,078

15

 5,548 14,54 0,01 806,724

Итого

85,140

209,65

0,01

11897,676

 

Таблица 1.11

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

1

 5,711 24,85 0,01 1419,184

2

 5,703 24,89 0,01 1419,417

3

 5,657 25,09 0,01 1419,376

4

 5,687 25,05 0,01 1424,520

5

 5,715 25,02 0,01 1430,003

6

 5,670 25,22 0,01 1429,902

7

 5,697 25,19 0,01 1435,175

8

 5,724 25,16 0,01 1440,229

9

 5,678 25,37 0,01 1440,632

10

 5,704 25,34 0,01 1445,486

11

 5,729 25,33 0,01 1451,273

Итого за посл. период добычи

62,677

276,52

0,01

15755,196

12

 5,684 25,53 0,01 1451,030

13

 5,638 25,74 0,01 1451,262

14

 5,593 25,94 0,01 1450,838

15

 5,548 26,15 0,01 1450,883

Итого

85,140

379,88

0,01

21559,209

 

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* Sг* 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

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб/тыс м3 по вариантам:

Цеховые и общепромысловые расходы, тыс. руб./год по вариантам:

1

2

3

1

2

3

1

 5,711 14,48 13,58 24,85 12404,292 11633,307 21287,753

2

 5,703 14,5 13,59 24,89 12404,025 11625,566 21292,151

3

 5,657 14,62 13,7 25,09 12405,801 11625,135 21290,12

4

 5,687 14,64 13,73 25,05 12488,652 11712,377 21368,903

5

 5,715 14,66 13,75 25,02 12567,285 11787,188 21448,395

6

 5,67 14,78 13,86 25,22 12570,39 11787,93 21449,61

7

 5,697 14,8 13,89 25,19 12647,34 11869,7 21526,115

8

 5,724 14,82 13,91 25,16 12724,452 11943,126 21602,376

9

 5,678 14,94 14,02 25,37 12724,398 11940,834 21607,629

10

 5,704 14,96 14,05 25,34 12799,776 12021,18 21680,904

11

 5,729 14,99 14,08 25,33 12881,657 12099,648 21767,336

Итого за посл. период добычи

62,677

162,19

152,17

276,52

138618,07

130045,99

236321,29

12

 5,684 15,11 14,2 25,53 12882,786 12106,92 21766,878

13

 5,638 15,23 14,31 25,74 12880,011 12101,967 21768,318

14

 5,593 15,36 14,43 25,94 12886,272 12106,049 21762,363

15

 5,548 15,48 14,54 26,15 12882,456 12100,188 21762,03

Итого

85,14

223,37

209,65

379,88

190149,59

178461,11

323380,88

 

1.3.10 Прочие эксплуатационные расходы

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

Ипроч = 0,05 * Sг * 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

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб/тыс м3 по вариантам:

Прочие эксплуатационные расходы, тыс. руб./год

 

 

1

2

3

1

2

3

1

 5,711 14,48 13,58 24,85 4134,764 3877,769 7095,918

2

 5,703 14,5 13,59 24,89 4134,675 3875,189 7097,384

3

 5,657 14,62 13,7 25,09 4135,267 3875,045 7096,707

4

 5,687 14,64 13,73 25,05 4162,884 3904,126 7122,968

5

 5,715 14,66 13,75 25,02 4189,095 3929,063 7149,465

6

 5,67 14,78 13,86 25,22 4190,13 3929,31 7149,87

7

 5,697 14,8 13,89 25,19 4215,78 3956,567 7175,372

8

 5,724 14,82 13,91 25,16 4241,484 3981,042 7200,792

9

 5,678 14,94 14,02 25,37 4241,466 3980,278 7202,543

10

 5,704 14,96 14,05 25,34 4266,592 4007,06 7226,968

11

 5,729 14,99 14,08 25,33 4293,886 4033,216 7255,779

Итого за посл. период добычи

62,677

162,19

152,17

276,52

46206,02

43348,66

78773,76

12

 5,684 15,11 14,2 25,53 4294,262 4035,64 7255,626

13

 5,638 15,23 14,31 25,74 4293,337 4033,989 7256,106

14

 5,593 15,36 14,43 25,94 4295,424 4035,35 7254,121

15

 5,548 15,48 14,54 26,15 4294,152 4033,396 7254,01

Итого

85,14

223,37

209,65

379,88

63383,2

59487,04

107793,6

 

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 * Sг* 4;


Ккомпр (количество компрессоров) = 27;

Sг 2 = 13,58 руб./тыс. мЗ;

4 тыс.мЗ - 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

Годы

Количество компрессоров

Ежегодный объем газа, закачиваемы в пласт, тыс. м3/год

Себестоимость газа, руб/тыс м3

Величина затрат на компрессоры, тыс. руб./год

1

 27 4 13,58 1,46664

2

 27 4 13,59 1,46772

3

 27 4 13,7 1,4796

4

 27 4 13,73 1,48284

5

 27 4 13,75 1,485

6

 27 4 13,86 1,49688

7

 27 4 13,89 1,50012

8

 27 4 13,91 1,50228

9

 27 4 14,02 1,51416

10

 27 4 14,05 1,5174

11

 27 4 14,08 1,52064

Итого за посл. период добычи

27

44

152,17

16,43328

12

 27 4 14,2 1,5336

13

 27 4 14,31 1,54548

14

 27 4 14,43 1,55844

15

 27 4 14,54 1,57032

Итого

27

60

209,65

22,64112

 

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.

Статьи затрат

Сумма затрат тыс. руб. по вариантам:

1

2

3

1 Суммарные капитальные затраты на разработку месторождения

 215943 214167 215943

2 Сумма амортизационных отчислений

 202576,96 202410,33 202576,96

3 Сумма затрат на ремонт скважин

 39349,25 39349,25 39349,25

4 Сумма затрат на оплату труда

 635405,47 635405,47 635405,47

5 Сумма отчислений на соц. нужды

 165205,42 165205,42 165205,42

6 Сумма затрат на топливо

 12676,92 11897,67 21559,21

7 Сумма затрат на электроэнергию

 2238,75 2238,75 2378,44

8 Сумма затрат на компрессоры

 0 22,641 0

9 Сумма затрат на воду

 0 0 46584

10 Сумма затрат на цеховые и общепромысловые нужды

 190149,59 178461,11 323380,87

11 Прочие эксплуатационные расходы

 63383,19 59487,03 107793,62

Итого сумма всех затрат

1526928,57

1508644,69

1760176,25

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

Q,

млн. м3/сут

Число ГПА на КС

Шаг между КС, км

Удельные капитальные затраты, руб./млн. м3 км

Удельные эксплуатационные затраты, руб./млн. м3км

всего

линейная часть

компрессорные станции

линейная часть

компрессорные станции

20

 2 112 183 32 7,5 8,0

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

 

Nк.с. =Lг.п./Sк.с. ,

где Nк.с. - количество КС;

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

Sк.с. - шаг между КС.

Для данного варианта:

Nк.с. = 1250/112 ≈ 11

Тогда удельные капитальные вложения в строительство газопровода равны:

 

Ктр. = (Уд.кап.вл.в лин.часть + Nк.с. *уд.кап.вл.в KC) * Lг.п * Q

 

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

Вычисляем удельные эксплуатационные затраты в газопровод:

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

2.2 Определение 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(kгод).

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

В соответствии с принятым нами значением kгод = 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:


Pi = ΣQiтp *Li , тыс.м3*км

где Qiтp - количество транспортируемого газа по i-му участку, тыс.м3;

Li - 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 соответствии с условными потребителями газа. В данном случае под условными потребителями понимаются 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

Расчет транспортной работы
Уч-ки

Пост. газа Q пост. тыс.м3

Изменение объема транспорт. газа, тыс. м3

Объем транспорт. газа, тыс. м3

 Расстояние, км.

Трансп.работа, тыс. м3*км
по участку по отводу по участку по отводу
1 15516,1 176,9 15339,2 106 1625956,9
2 15339,2 174,9 15164,3 106 1607421
3 15164,3 172,9 14991,5 106 1589096,4
4 14991,5 170,9 14820,6 106 1570980,7
5 14820,6 169,0 14626,6 25 24 351038,84
6 14626,6 166,7 14459,9 106 1532746,8
7 14459,9 164,8 14295 106 1515273,4
8 14295 163 14132,1 106 1497999,3
9 14132,1 161,1 13946 25 29 404432,94
10 13946 159 13787 106 1461419,8
11 13787 157,2 13629,8 106 1444759,6
12 13629,8 155,4 13474,4 106 1428289,4
13 13474,4 153,6 13320,8 106 1412006,9
14 13320,8 151,9 13169 5 31 408237,83

Итого:

201503

2297,1

199156

 

 

 

17849660

 

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:

 

Qт=Qпос - (Qп+Qс.н.) – (Qз.х.-Qо.х.), тыс.м.3

где, Qт - товарный газ, транспортируемый газопроводами;

Qпос - поступление газа в газопроводы;

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

Qс.н. - расход газа на собственные нужды;

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

Qо.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

год

Годовой объем добычи, тыс. м3

Потери газа, в год, тыс. м3

Расход газа на собств. нужды, тыс. м3

Товарный газ, транспортируемый газопроводами, тыс. м3

1

 5711000 2284,4 62821,0 5645900,6

2

 5702760 2281,1 62730,36 5637754,54

3

 5657137,92 2262,86 62228,52 5592652,55

4

 5686705,894 2274,68 62553,76 5621883,45

5

 5715438,724 2286,18 62869,83 5650288,72

6

 5669715,214 2267,89 62366,87 5605086,46

7

 5697401,096 2278,96 62671,41 5632456,72

8

 5724281,142 2289,71 62967,09 5659030,34

9

 5678486,893 2271,39 62463,36 5613758,14

10

 5704363,542 2281,75 62748 5639339,8

11

 5729462,742 2291,79 63024,09 5664152,87

12

 5683627,04 2273,45 62519,9 5618839,69

13

 5638158,024 2255,26 62019,74 5573889,02

14

 5593052,76 2237,22 61523,58 5529297,96

15

 5548308,338 2219,32 61031,39 5485063,62

Итого

85139899,33

34055,96

936538,89

84169394,48

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:

 

ВРt=Pr*Qт.г.

Где ВРt - выручка от реализации газа в год t;

Рr - цена газа, руб. за 1000 м.3

Qт.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 BPt одинакова 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 = 213,844 млн. руб.

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

И т.д.

2 вариант:

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

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

И т.д.

3 вариант:

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

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

И т.д.

Рассчитываем суммарные эксплуатационные затраты Иt по 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 = 88,93 млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

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

2 год: И2 = 72,06 + 2,552 = 74,61 млн. 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 = 52,81 млн. руб.

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

И т.д.

2 вариант:

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

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

И т.д.

3 вариант:

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

где: Rt- поток наличности в год:

q д(t) - коэф дисконтирования

Поток наличности определяем по формуле:

 

Rt = (ВРt - (Иt - Асум(t))) - Нt - Кt

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 * qд(1) = - 103,42 * 1 = - 103,42 млн. руб.

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

И т.д. по годам

2 вариант:

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

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

И т.д. по годам

3 вариант:

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

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

И т.д. по годам

Результаты сводим в таблицы:

Таблица 3.1

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

1

 239,82 213,844 88,93 12,35 52,81 -103,42 1 -103,42

2

 239,47 13,375 88,93 12,35 52,69 96,83 0,893 86,45

3

 237,55 13,375 88,93 12,35 52,02 95,58 0,797 76,19

4

 238,80 15,954 89,79 12,68 52,15 93,58 0,712 66,61

5

 240,00 15,954 90,65 13,02 52,27 94,14 0,636 59,82

6

 238,08 13,375 90,66 13,02 51,60 95,47 0,567 54,17

7

 239,25 15,954 91,52 13,35 51,70 93,42 0,507 47,32

8

 240,37 15,954 92,39 13,69 51,80 93,93 0,452 42,48

9

 238,45 13,375 92,39 13,69 51,12 95,26 0,404 38,47

10

 239,54 15,954 93,25 14,04 51,20 93,17 0,361 33,59

11

 240,59 15,954 94,14 14,39 51,26 93,63 0,322 30,14

12

 238,67 13,375 94,14 14,39 50,59 94,96 0,287 27,299

13

 236,76 13,375 94,13 14,39 49,92 93,72 0,257 24,056

14

 234,86 13,375 94,14 14,39 49,25 92,48 0,229 21,195

15

 232,98 13,375 94,14 14,39 48,60 91,27 0,205 18,675

Итого:

3575,2

416,6

1378,1

202,57

769,0

1214,0

 

523,1

 

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

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

1

 239,8 211,894 87,84 12,34 53,19 -100,77 1 -100,77

2

 239,5 13,375 87,83 12,34 53,07 97,531 0,893 87,081

3

 237,6 13,375 87,83 12,34 52,40 96,286 0,797 76,759

4

 238,8 15,983 88,70 12,67 52,53 94,251 0,712 67,086

5

 240,0 15,983 89,55 13,01 52,66 94,820 0,636 60,260

6

 238,1 13,375 89,55 13,01 51,99 96,179 0,567 54,575

7

 239,2 15,983 90,42 13,34 52,09 94,092 0,507 47,670

8

 240,4 15,983 91,28 13,68 52,18 94,606 0,452 42,795

9

 238,5 13,375 91,28 13,68 51,51 95,966 0,404 38,759

10

 239,5 15,983 92,15 14,03 51,58 93,846 0,361 33,842

11

 240,6 15,983 93,03 14,38 51,65 94,311 0,322 30,366

12

 238,7 13,375 93,04 14,38 50,97 95,661 0,287 27,500

13

 236,8 13,375 93,03 14,38 50,30 94,425 0,257 24,237

14

 234,9 13,375 93,04 14,38 49,64 93,190 0,229 21,357

15

 233,0 13,375 93,03 14,4 48,98 91,974 0,205 18,820

Итого:

3575,2

414,792

1361,6

202,41

774,7

1226,4

 

530,3

 

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

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

млн. руб.

1

 239,8 213,844 148,10 12,35 32,10 -141,88 1 -141,878

2

 239,5 13,375 148,11 12,35 31,98 58,36 0,893 52,109

3

 237,6 13,375 148,10 12,35 31,31 57,12 0,797 45,534

4

 238,8 15,954 148,96 12,68 31,44 55,12 0,712 39,233

5

 240,0 15,954 149,82 13,02 31,56 55,68 0,636 35,389

6

 238,1 13,375 149,82 13,02 30,89 57,01 0,567 32,352

7

 239,2 15,954 150,68 13,35 31,00 54,96 0,507 27,845

8

 240,4 15,954 151,55 13,69 31,09 55,47 0,452 25,093

9

 238,5 13,375 151,55 13,69 30,41 56,80 0,404 22,940

10

 239,5 15,954 152,42 14,04 30,49 54,71 0,361 19,730

11

 240,6 15,954 153,31 14,39 30,55 55,17 0,322 17,763

12

 238,7 13,375 153,31 14,39 29,88 56,50 0,287 16,242

13

 236,8 13,375 153,31 14,39 29,21 55,26 0,257 14,183

14

 234,9 13,375 153,30 14,39 28,55 54,03 0,229 12,382

15

 233,0 13,375 153,30 14,39 27,89 52,81 0,205 10,806

Итого:

3575,2

416,6

2265,6

202,57

458,3

637,1

 

229,7

 

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 530,3 млн. 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 Rt 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

Годы

Значения параметров при i = 12%

Значения параметров при i = 20%

 

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

1

 -103,42 1,000 -103,42 -103,42 1 -103,42

2

 96,83 0,893 86,45 96,83 0,83 80,37

3

 95,58 0,797 76,19 95,58 0,69 65,95

4

 93,58 0,712 66,61 93,58 0,53 49,60

5

 94,14 0,636 59,83 94,14 0,48 45,19

6

 95,47 0,567 54,17 95,47 0,4 38,19

7

 93,42 0,507 47,33 93,42 0,33 30,83

8

 93,93 0,452 42,49 93,93 0,27 25,36

9

 95,26 0,404 38,47 95,26 0,23 21,91

10

 93,17 0,361 33,60 93,17 0,19 17,70

11

 93,63 0,322 30,15 93,63 0,16 14,98

12

 94,96 0,287 27,30 94,96 0,13 12,34

13

 93,72 0,257 24,06 93,72 0,11 10,31

14

 92,48 0,229 21,19 92,48 0,09 8,32

15

 91,27 0,205 18,67 91,27 0,07 6,39

Итого

1214,01

 

523,09

1214,01

 

324,02

 

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

Годы

Значения параметров при i = 12%

Значения параметров при i = 20%

Значения параметров при i = 60%

 

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

1

 -100,770 1,00 -100,77 -100,77 1 -100,77 -100,77 1 -100,77

2

 97,531 0,89 87,08 97,53 0,83 80,95 97,53 0,62 60,47

3

 96,286 0,80 76,76 96,29 0,69 66,44 96,29 0,39 37,55

4

 94,251 0,71 67,09 94,25 0,53 49,95 94,25 0,24 22,62

5

 94,820 0,64 60,26 94,82 0,48 45,51 94,82 0,15 14,22

6

 96,179 0,57 54,57 96,18 0,4 38,47 96,18 0,09 8,66

7

 94,092 0,51 47,67 94,09 0,33 31,05 94,09 0,05 4,70

8

 94,606 0,45 42,80 94,61 0,27 25,54 94,61 0,03 2,84

9

 95,966 0,40 38,76 95,97 0,23 22,07 95,97 0,02 1,92

10

 93,846 0,36 33,84 93,85 0,19 17,83 93,85 0,01 0,94

11

 94,311 0,32 30,37 94,31 0,16 15,09 94,31 0,009 0,85

12

 95,661 0,29 27,50 95,66 0,13 12,44 95,66 0,005 0,48

13

 94,425 0,26 24,24 94,42 0,11 10,39 94,42 0,003 0,28

14

 93,190 0,23 21,36 93,19 0,09 8,39 93,19 0,002 0,19

15

 91,974 0,20 18,82 91,97 0,07 6,44 91,97 0,001 0,09

Итого

1226,37

 

530,33

1226,37

 

329,79

1226,37

 

55,04

 

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

Годы

Значения параметров при i = 12%

Значения параметров при i = 20%

Значения параметров при i = 60%

Поток нал. Rt

Коэф.диск-я, qд

ЧДД

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

Поток нал. Rt

коэф. диск-я, qд

ЧДД

1

 -141,88 1,00 -141,88 -141,88 1 -141,88 -141,88 1 -141,88

2

 58,36 0,89 52,11 58,36 0,83 48,44 58,36 0,62 36,18

3

 57,12 0,80 45,53 57,12 0,69 39,41 57,12 0,39 22,28

4

 55,12 39,23 55,12 0,53 29,21 55,12 0,24 13,23

5

 55,68 0,64 35,39 55,68 0,48 26,73 55,68 0,15 8,35

6

 57,01 0,57 32,35 57,01 0,4 22,81 57,01 0,09 5,13

7

 54,96 0,51 27,84 54,96 0,33 18,14 54,96 0,05 2,75

8

 55,47 0,45 25,09 55,47 0,27 14,98 55,47 0,03 1,66

9

 56,80 0,40 22,94 56,80 0,23 13,06 56,80 0,02 1,14

10

 54,71 0,36 19,73 54,71 0,19 10,40 54,71 0,01 0,55

11

 55,17 0,32 17,76 55,17 0,16 8,83 55,17 0,009 0,50

12

 56,50 0,29 16,24 56,50 0,13 7,34 56,50 0,005 0,28

13

 55,26 0,26 14,18 55,26 0,11 6,08 55,26 0,003 0,17

14

 54,03 0,23 12,38 54,03 0,09 4,86 54,03 0,002 0,11

15

 52,81 0,20 10,81 52,81 0,07 3,70 52,81 0,001 0,05

Итого

637,13

 

229,72

637,13

 

112,11

637,13

 

-49,50

 

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

Годы

Поток нал. в год t, млн. руб.

Коэффициент диск-я qд

Величина ЧДД, млн. руб. в год

Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год

Комментарий по окупаемости

1

 -103,42 1,00 -103,42 -103,42

не окупился

2

 96,83 0,89 86,45 -16,97

не окупился

3

 95,58 0,80 76,19 59,23

окупился

4

 93,58 0,71 66,61 125,83

окупился

5

 94,14 0,64 59,83 185,66

окупился

6

 95,47 0,57 54,17 239,84

окупился

7

 93,42 0,51 47,33 287,16

окупился

8

 93,93 0,45 42,49 329,65

окупился

9

 95,26 0,40 38,47 368,13

окупился

10

 93,17 0,36 33,60 401,72

окупился

11

 93,63 0,32 30,15 431,87

окупился

12

 94,96 0,29 27,30 459,17

окупился

13

 93,72 0,26 24,06 483,22

окупился

14

 92,48 0,23 21,19 504,42

окупился

15

 91,27 0,20 18,67 523,09

окупился

Итого

1214,01

 

523,09

4278,62

 

 

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

Годы

Поток нал. в год t, млн. руб

Коэффициент диск-я qд

Величина ЧДД, млн. руб. в год

Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год

Комментарий по окупаемости

1

 -100,77 1 -100,77 -100,77

не окупился

2

 97,5309 0,89286 87,0811 -13,69

не окупился

3

 96,286 0,79719 76,7586 63,07

окупился

4

 94,2511 0,71178 67,0861 130,16

окупился

5

 94,8198 0,63552 60,2597 190,42

окупился

6

 96,1792 0,56743 54,5747 244,99

окупился

7

 94,0916 0,50663 47,6697 292,66

окупился

8

 94,6062 0,45235 42,795 335,45

окупился

9

 95,9663 0,40388 38,7592 374,21

окупился

10

 93,8458 0,36061 33,8418 408,06

окупился

11

 94,3111 0,32197 30,3656 438,42

окупился

12

 95,6615 0,28748 27,5004 465,92

окупился

13

 94,4249 0,25668 24,2365 490,16

окупился

14

 93,19 0,22917 21,3567 511,51

окупился

15

 91,974 0,20462 18,8197 530,33

окупился

Итого

1226,37

 

530,335

4360,90

 

 

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

Годы

Поток нал. в год t, млн. руб

Коэффициент дисконтирования qд

Величина ЧДД, млн. руб. в год

Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год

Комментарий по окупаемости

1

 -141,88 1,00 -141,88 -141,88

не окупился

2

 58,36 0,89 52,11 -89,77

не окупился

3

 57,12 0,80 45,53 -44,24

не окупился

4

 55,12 0,71 39,23 -5,00

не окупился

5

 55,68 0,64 35,39 30,39

окупился

6

 57,01 0,57 32,35 62,74

окупился

7

 54,96 0,51 27,84 90,58

окупился

8

 55,47 0,45 25,09 115,68

окупился

9

 56,80 0,40 22,94 138,62

окупился

10

 54,71 0,36 19,73 158,35

окупился

11

 55,17 0,32 17,76 176,11

окупился

12

 56,50 0,29 16,24 192,35

окупился

13

 55,26 0,26 14,18 206,53

окупился

14

 54,03 0,23 12,38 218,92

окупился

15

 52,81 0,20 10,81 229,72

окупился

Итого

637,13

 

229,72

1339,10

 

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 – (ЧДДt/ ЧДДt+1- ЧДДt)

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.