Реферат: Экономическая сторона функционирования нефтегазовой отрасли

Введение

Цельмоего курсового проекта — закрепление теоретических знаний и развитие навыковпрактического решения задач, связанных с экономической сторонойфункционирования нефтегазовой отрасли.

Длядостижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:

1.технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природногогаза;

2.проектирование магистральной системы транспорта газа;

3.определение экономической эффективности вариантов газоснабжения потребителей.

Раздел1. Расчетно-проектнаячасть

Вданном курсовом проекте будет проанализировано 3 варианта разработки месторожденийприродного газа: на основе проведения соответствующих расчетов мы определяемобъем и структуру капитальных и эксплуатационных затрат по предложеннымвариантам разработки месторождения природного газа, а также обосновываем проектвыбора 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

Всерасчеты ведутся на основе данных варианта №3

Расчеткапитальных и эксплуатационных затрат, связанных с разработкой месторожденияприродного газа

1.1Обоснование сроков разработки месторождения природного газа

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

Помере разработки месторождения и падения пластового давления наступает такойпериод, когда дальнейшее бурение эксплуатационных скважин на заданномпостоянном уровне становится экономически нецелесообразным. В соответствии сэтим разработка месторождения разбивается на два этапа: постоянной и падающейдобычи. Обычно период постоянной добычи составляет 70-75% от общейпродолжительности разработки месторождения (принимаем 70%).

Дляданного курсового проекта принимаем срок разработки месторождения — 15 лет. Тогдапериод постоянной добычи равен:

Тпост= Т * 0,7 = 15 * 0,7 = 11 лет

Тогдапериод падения добычи равен:

Тпад= 15 – 11 = 4 года

Поисходным данным общий объем запасов газа и конденсата месторождения составляет:

Qзап= Qзапг +Qзапк =(87 + 12) млрд. м3 = 99 млрд. м3

Посколькуполностью эти запасы извлечь нельзя, реальный объем добычи газа с учетомкоэффициента извлечения газа составит:

Qдоб= (Qзап * Кизвл) / 100

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

Общийобъем добычи газа с учетом коэффициента извлечения запасов определяем припомощи диаграммы (см. приложение 1 к методическим указаниям к выполнениюкурсового проекта). Согласно этой диаграмме общий объем добычи газа равен общейплощади трапеции:

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

Откудаобъем добычи за 1-ый год:

Qдобгод = Qдоб. / (Тпост + 0,5* Тпад)

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

Определяемсреднегодовой начальный дебет одной скважины:

Dср год = Dср* 365

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

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

Определяемколичество добычных скважин, которые необходимо ввести к началу разработкиместорождения:

n= Qдоб год /Dср год

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

Впоследующие годы дебит скважины будет снижаться на 0,8% ежегодно. Поэтому длятого, чтобы объем добычи оставался на примерно постоянном уровне, необходимопериодически вводить в эксплуатацию дополнительные скважины (в периодпостоянной добычи).

Определяемдебит скважин в последующие годы и результаты расчетов сводим в таблицу 1.1.

Таблица1.1

Годы

Годовой объем добычи Qдоб(t), млрд м3

Число скважин n

D, млн.м3

Накопленный объем добычи Qнакопл.доб, млрд. м3

5,711 75 76,650 5,711

5,703 75 76,037 11,414

5,657 75 75,429 17,071

5,687 76 74,825 22,758

5,715 77 74,226 28,473

5,670 77 73,633 34,143

5,697 78 73,044 39,840

5,724 79 72,459 45,564

5,678 79 71,880 51,243

5,704 80 71,305 56,947

5,729 81 70,734 62,677

Итого за посл. период добычи

62,677

375,841

5,684 81 70,168 68,360

5,638 81 69,607 73,999

5,593 81 69,050 79,592

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

1.2Расчет капитальных затрат (вложений) в разработку месторождения

Длярасчета капитальных вложений необходимо определить объемы первоначальных и дополнительныхкапитальных затрат.

Первоначальнымизатратами называются капиталовложения в строительство скважин и прискважныхсооружений, обеспечивающие заданную проектом добычу газа в начальный периодэксплуатации промысла.

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

Капитальныевложения рассчитываются только за период постоянной добычи газа.

Длярасчета капитальных затрат определяем направления капитальных вложений последующим объектам:

· бурениескважин;

· обвязкаскважин;

· выкидныелинии;

· газосборныйколлектор;

· прочиеобъекты промышленно-производственного назначения;

· объектыжилищного строительства.

Всоответствии с изложенным выше, ориентировочный расчет капитальных затрат надобычу газа (Квл) будет иметь следующий вид:

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

гдеn — количество скважин,

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

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

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

Pn- количествоработников на промысле

гдеУ — количествоучастков на промысле (У = 2), принимается из расчета до 50 скважин на 1участок.

Определимколичество работников на промысле по годам разработки месторождения

Pn= Pоп* n + Рпр1+ Рпр2 * (У — 1),

ГдеРоп – количество операторов на 1 скв. Pоппринимаемравным 1.

Рпр1 — прочеечисло работников для одного участка промысла мелкого месторождения, принимаемравным 50.

Рпр2— количество прочихработников для 2-го участка, принимаем равным 10.

ОпределяемРnдля1года разработки месторождения.

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

Рассчитаемпервоначальные капитальные вложения для вариантов I и IIIдля первого года разработки месторождения:

Квл1год = 75* (2402 + 103+65) + 5874 + 9 * 135+ 180 * (2 + 1,5) = 200,469 млн.руб.

Далеерассчитаем дополнительные капитальные вложения для вновь вводимых скважин:

2год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно, Кдоп.з2год=0,

3год: т.к. количество скважин не увеличивалось, следовательно,Кдоп.з3год=0

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

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

Рассчитаемпервоначальные капитальные вложения для варианта II для первого года разработкиместорождения:

Квл1год= 73 * (2402 + 103 + 94) + 1749 + 9 * 135 + 180 * (2 + 1,5) = 198,519 млн.руб.

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

Рассчитаемкапитальные вложения для варианта II для четвертого года разработкиместорождения:

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

Ит.д. до 11-го года разработки включительно.

Определяемнакопленные капитальные вложения по вариантам разработки месторождения ирезультаты сводим в таблицу 1.2.

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

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

Посколькуновые скважины не водились, то для 2-го и 3-го года эксплуатации накопленныекапитальные затраты не меняются:

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

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

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

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

Ит.д. по всем годам

Определяемудельные значения капитальных затрат по годам разработки:

Куд(t) = Кнакопл (t)/ Qдоб(t),

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

Кдобнак(t) — накопленныекапитальные затраты в год t млн. руб.,

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

1-ыйгод (Iи Ш варианты) =200,469/ 5,711 = 35,1 руб/тыс. м3

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

Ит.д. по всем годам

Составляемтаблицу

природный газ месторождение разработка

Таблица1.2

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

I иIII

200469 198519 200469 198519 35,10 34,76

200469 198519 35,15 34,81

200469 198519 35,44 35,09

2579 2608 203048 201127 35,70 35,37

2579 2608 205627 203735 35,98 35,65

205627 203735 36,26 35,93

2579 2608 208206 206343 36,55 36,22

2579 2608 210785 208951 36,82 36,50

210785 208951 37,12 36,80

2579 2608 213364 211559 37,41 37,09

2579 2608 215943 214167 37,69 37,38

Итого за посл. период добычи

215943

214167

215943

214167

399,23

395,61

215943 214167 37,99 37,68

215943 214167 38,30 37,99

215943 214167 38,61 38,29

215943 214167 38,92 38,60

Итого

215943

214167

215943

214167

553,06

548,17

Используярезультаты расчетов строим график (рис 1.1) динамики удельных капитальныхзатрат на добычу газа по вариантам разработки месторождения.

Наосновании проведенных расчетов и графиков можно сделать следующий вывод:

Удельныекапитальные затраты на добычу газа увеличиваются по мере разработки месторождениятак как с вводом каждой новой скважины капитальные затраты возрастают, а объемдобычи газа остается приблизительно на уровне.

1.3Расчет эксплуатационных затрат, связанных с добычей природного газа

Эксплуатационныезатраты (издержки), связанные с добычей природного газа, определяем поотдельным годам разработки месторождения (Иt)и за период постоянной добычи (Ип).

Эксплуатационныезатраты по отдельным годам разработки месторождения определяем по следующимстатьям затрат:

· амортизацияпроизводственного оборудования;

· заработнаяплата производственных рабочих;

· отчисленияна социальные нужды;

· топливои энергия;

· водана технологические нужды;

· расходына ремонт;

· цеховыеи общепромысловые расходы;

· прочиеэксплуатационные расходы;

· внепроизводственныерасходы.

1.3.1Расчет амортизационных расходов

Сначалаопределяем величину ежегодных амортизационных отчислений от стоимости добычныхскважин.

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.— количествоэксплуатационных скважин.

Тп1,2,3 = 11/75*100% = 14,66Тп 4=11/76*100% = 14,47

Тп5,6= 11/77*100% = 14,28Тп7 = 11/78*100% = 14,1

Тп8,9 = 11/79*100% = 13,92Тп 10 =11/80*100% = 13,75

Тп11,12,13,14,15 = 11/81*100% = 13,58

Такимобразом, Наскв:

Наскв1,2,3= 1/14,66 = 0,0682Наскв4 = 1/14,47 = 0,0691

Наскв5,6= 1/14,28 = 0,07Наскв7= 1/14,1 = 0,0709

Наскв8,9= 1/13,92 = 0,0718Наскв10= 1/13,75 = 0,0727

Наскв11,12,13,14,15= 1/13,58 = 0,0736

Первичнаястоимость скважин по конкретному году эксплуатации месторождения:

Сп= Сбур* n,

гдеСбур– стоимость бурения

n–количество скважин

Сп1,2,3 = 2402 * 75= 180150 Сп4 = 2402 * 76= 182552

Сп5.6 = 2402 * 77= 184954Сп7 = 2402 * 78= 187356

Сп8,9 = 2402 * 79= 189758Сп10 = 2402 * 80= 192160

Сп11,12,13,14,15 = 2402 * 81= 194562

Подставивполученные значения стоимости скважин и норму амортизации в формулу

Агскв= Наскв * Сп,

рассчитаемамортизационные отчисления по годам разработки месторождения:

Агскв1,2,3 = 180150*0,0682 = 12286,2Агскв4 = 182552*0,0691 = 12614,3

Агскв5,6 = 184954*0,07 = 12946,7Агскв7 = 187356*0,0709 = 13284,5

Агскв8,9 = 189758*0,0718 = 13624,6Агскв10= 192160*0,0727 = 13970,03

Агскв11,12,13,14,15 = 194562*0,0736 = 14319,7

Полученныеданные сводим в таблицу 2.3

Далеерассчитываем отчисления на амортизацию обвязки и выкидных линий скважин, а также на амортизацию газосборного коллектора, которая прибавляется камортизационным отчислениям по скважинам. Отчисления на амортизацию выкидныхлиний и газосборного коллектора определяем отдельно для 1и 3 и отдельно для 2варианта.

Аобв= (Наобв * Кобв) * n/100%

Авл= (Нагс * Квл) * n/100%

Агск= (Нагс * Кгск) /100%

гдеК – капитальные вложения, тыс.руб.

Аобв1= (103 * 0,1) * 75/100% = 7,73

Ит.д. по всем годам

Авл1,3= 0,6 * 65 * 75/100%= 29,25

Авл2= 0,6 * 94 * 69/100% = 42,3

Ит.д. по всем годам

Агск1,3 = 0,6 * 5874 /100% = 35,24

Агск2= 0,6 * 1749 /100% = 10,49

Поостальным годам амортизационные отчисления на ГСК меняться не будут.

1.3.2Расчет расходов на оплату труда

Величинарасходов 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=10000руб/мес);

Рn-численность производственного персонала (принимаем по ранее выполненным работампо 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.

Идалее до 11 года.

Результатырасчетов сводим в таблицу 1.3.

Таблица1.3

годы

количество скважин

К-во ППП, чел.

Величина расходов на оплату труда, тыс.руб.

Накопленные расходы на оплату труда, тыс. руб.

75 135 41319,72 41319,7

75 135 41319,72 82639,4

75 135 41319,72 123959,2

76 136 41625,79 165585

77 137 41931,86 207516,8

77 137 41931,86 249448,7

78 138 42237,93 291686,6

79 139 42544,01 334230,6

79 139 42544,01 376774,6

80 140 42850,08 419624,7

81 141 43156,15 462780,9

Итого за посл. период добычи

141

462780,86

2755566,2

81 141 43156,15 505937,0

81 141 43156,15 549093,2

81 141 43156,15 592249,3

81 141 43156,15 635405,5

Итого

141

635405,47

5038251,2

1.3.3Отчисления на социальное страхование.

Отчисленияна социальные нужды рассчитываются путем умножения расходов на з/ппроизводственных рабочих на коэффициент отчисления на социальные нужды, которыев настоящее время складываются из:

•страховыхвзносов в пенсионный фонд — 20%

•страховыхвзносов 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 = 10743,13тыс.руб.

Результатывычислений сводим в таблицу 1.4:

Таблица 1.4- Размеротчислений по единому социальному налогу по годам освоения месторождения

годы

Отчисления по единому социальному налогу, тыс. руб.

Накопленные отчисления, тыс. руб.

10743,13 10743,13

10743,13 21486,25

10743,13 32229,38

10822,71 43052,09

10902,28 53954,37

10902,28 64856,66

10981,86 75838,52

11061,44 86899,96

11061,44 97961,40

11141,02 109102,43

11220,60 120323,02

Итого за посл. период добычи

120323,02

716447,22

11220,60 131543,62

11220,60 142764,22

11220,60 153984,82

11220,60 165205,42

Итого

165205,42

1309945,31

1.3.4Расчет затрат на электроэнергию

Затратына электроэнергию Иэ/э, покупаемую у энергосберегающейкомпании, 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 (Nводрассчитываем только для 3-го варианта разработки месторождения).

hр=7500 – число часов работы оборудования

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

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

Такимобразом, 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

1.3.5Расчет платы за воду, идущую на технологические нужды

Платаза 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=9млн. м3/сут = 9000 тыс. м3/сут

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

Тводы — 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)

1.3.6Расходы на ремонт скважин

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

Расходына ремонт скважин рассчитываются по формуле:

Ирем= 0,015* (Кбур * n-Uам),

где0,015 – норма отчислений в ремонтный фонд

Аскв1год=12286,2 тыс.руб.

Ирем1год=0,015* (2402 * 75 — 12286,2) = 2517,96 тыс.руб.

Ит.д. по всем годам.

Результатырасчетов сводим в таблицу.

Таблица 1.5- Результатырасчетов на ремонт скважин

годы

Число скважин

Износ скважин тыс. в год

Расходы на ремонт скважин тыс. руб. в год

75 12286,2 2517,96

76 12614,3 2549,07

77 12946,7 2580,11

78 13284,5 2611,07

79 13624,6 2642

80 13970 2672,85

81 14319,7 2703,63

Итого за посл. период добычи

144189,7

28534,71

81 14319,7 2703,63

Итого

201468,5

39349,25

1.3.7Расчет промысловой себестоимости газа

Себестоимостьприродного газа рассчитывается по трем вариантам разработки месторождения длякаждого 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

Определяемзатраты и для каждого из вариантов разработки месторождения:

Вариант1

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

Вариант2

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;

4тыс. 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.

Вариант3

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.

Результатырасчетов сводим в таблицы:

Таблица1.6

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

5,711 65263,554 14,48

5,703 65263,554 14,50

5,657 65263,554 14,62

5,687 65680,313 14,64

5,715 66097,008 14,66

5,670 66097,008 14,78

5,697 66513,622 14,80

5,724 66930,201 14,82

5,678 66930,201 14,94

5,704 67346,701 14,96

5,729 67763,136 14,99

Итого за посл. период добычи

62,677

729148,853

162,19

5,684 67763,136 15,11

5,638 67763,136 15,23

5,593 67763,136 15,36

5,548 67763,136 15,48

Итого

85,140

1000201,397

223,37

Таблица1.7

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

5,711 61169,118 13,58

5,703 61169,118 13,59

5,657 61169,118 13,70

5,687 61585,877 13,73

5,715 62002,572 13,75

5,670 62002,572 13,86

5,697 62419,186 13,89

5,724 62835,765 13,91

5,678 62835,765 14,02

5,704 63252,265 14,05

5,729 63668,700 14,08

Итого за посл. период добычи

62,677

684110,055

152,17

5,684 63668,700 14,20

5,638 63668,700 14,31

5,593 63668,700 14,43

5,548 63668,700 14,54

Итого

85,140

938784,855

209,65

Таблица1.8

Годы

Годовая добыча млрд. м3/год

Сумма издержек (затрат) тыс.руб.

Себестоимость газа руб./тыс. м3

5,711 111987,244 24,85

5,703 111987,244 24,89

5,657 111987,244 25,09

5,687 112404,003 25,05

5,715 112820,698 25,02

5,670 112820,698 25,22

5,697 113237,312 25,19

5,724 113653,891 25,16

5,678 113653,891 25,37

5,704 114070,391 25,34

5,729 114486,826 25,33

Итого за посл. период добычи

62,677

1243109,443

276,52

5,684 114486,826 25,53

5,638 114486,826 25,74

5,593 114486,826 25,94

5,548 114486,826 26,15

Итого

85,140

1701056,747

379,88

1.3.8Затраты на топливо

Затратына топливодля каждого из вариантов разработки месторожденияопределяются, исходя из себестоимости добываемого газа на промысле по формуле:

Итопл1(1-ыйгод) = Sг* Qдобгод* Рс.н.,

деSг– себестоимостьгаза, руб за 1000 м3;

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

Sг1=14,43руб./тыс.мЗ

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

Sг2=13,39руб./тыс.мЗ

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

Sr3=26,41руб./тыс.мЗ

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

Ит. д. по всем годам разработки.

Результатырасчетов сводим в таблицы:

Таблица1.9

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Итого за посл. период добычи

62,677

162,19

0,01

9241,467

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

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

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

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

Итого

85,140

223,37

0,01

12676,925

Таблица1.10

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Итого за посл. период добычи

62,677

152,17

0,01

8669,979

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

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

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

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

Итого

85,140

209,65

0,01

11897,676

Таблица1.11

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб./тыс.м3

Расход газа на собственные нужды, %

Затраты на топливо, тыс. руб./год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Итого за посл. период добычи

62,677

276,52

0,01

15755,196

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

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

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

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

Итого

85,140

379,88

0,01

21559,209

1.3.9Расчет цеховых и общепромысловых расходов

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

Ицех=0,15*Sг* Qдобгод

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

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

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

Ит.д. по всем годам разработки месторождения

Результатырасчетов 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:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3.10Прочие эксплуатационные расходы

Вданном курсовом проекте прочие эксплуатационные расходы принимаем равными 5% отсебестоимости газа.

Ипроч= 0,05 * Sг * Qдобгод

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

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

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

Ит.д. по всем годам.

Результатырасчета сводим в таблицу 1.13:

Таблица1.13

Годы

Годовая добыча газа, млрд. м3

Себестоимость газа, руб/тыс м3 по вариантам:

Прочие эксплуатационные расходы, тыс. руб./год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.3.11Уточненный расчет затрат на компрессоры

Затратына компрессоры рассчитываем исходя из рассчитанной выше расчетов себестоимостигаза только для 2-го варианта.

Расчетыпроизводим по формуле:

Икомпр= Ккомпр * Sг*4;

Ккомпр(количество компрессоров) = 27;

Sг2= 13,58руб./тыс.мЗ;

4тыс.мЗ — объем газа, закачиваемый в пласт.

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

Результатырасчетов сводим в таблицу:

Таблица1.14

Годы

Количество компрессоров

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

Себестоимость газа, руб/тыс м3

Величина затрат на компрессоры, тыс. руб./год

27 4 13,58 1,46664

27 4 13,59 1,46772

27 4 13,7 1,4796

27 4 13,73 1,48284

27 4 13,75 1,485

27 4 13,86 1,49688

27 4 13,89 1,50012

27 4 13,91 1,50228

27 4 14,02 1,51416

27 4 14,05 1,5174

27 4 14,08 1,52064

Итого за посл. период добычи

152,17

16,43328

27 4 14,2 1,5336

27 4 14,31 1,54548

27 4 14,43 1,55844

27 4 14,54 1,57032

Итого

209,65

22,64112

1.3.12Расчет эксплуатационных затрат в разработку месторождения. Выбор оптимальноговарианта разработки

Расчетэксплуатационных затрат в разработку месторождения осуществляется путемсуммирования всех затрат всех затрат за 11 лет постоянной добычи, подсчитанныхранее по каждому варианту разработки месторождения. Для удобства анализа,результаты расчетов сводим в таблицу.

Статьи затрат

Сумма затрат тыс. руб. по вариантам:

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

22,641

9 Сумма затрат на воду

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

Исходяиз итоговой суммы затрат, можно сделать вывод о предпочтительном использованиитого или иного способа разработки месторождения. В данном случае, минимальнаясумма затрат приходится на второй вариант разработки.

2.Обоснование проекта системы магистрального транспорта газа

2.1Обоснование диаметра газопровода

Учитываяполученные в 1 разделе данные относительно суточной добычи газа, надопроектировать такой газопровод, пропускная способность которого была бы неменее 15,69 млн. м3/сут.

Используяграфик, приведенный в приложении 2 методических указаний, определяем диаметртрубопровода, соответствующий максимальной пропускной способности 15,69 млн. м3/сут.Спроектировав это значение на параболы, мы установим, что пропускнойспособности 15,69 млн. м3/сут. соответствует диаметр газопроводаравный 820 мм.

Далеенам необходимо определить технико-экономические показатели транспорта длятрубопровода диаметром 820 мм. В таблице 1 приложения 2 такие данные ужерассчитаны для диаметра 1020 мм. Наша дальнейшая задача состоит в использованииэтих данных путем экстраполирования.

Дляэтого переносим точку, полученную на параболе, соответствующей диаметру 820 ммна параболу, соответствующую диаметру 1020 мм и проектируем полученную точку нагоризонтальную ось, соответствующую пропускной способности. Получим значениепропускной способности, соответствующей 1020 мм, оно равно 20 млн. м3/сут.

Далеепутем экстраполирования данных приведенных в таблице 1 приложения 2 получаемтехнико-экономические показатели для пропускной способности 18 млн.м3/сут.

Сводимданные в таблицу 2.1

Таблица2.1

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

2 112 183 32 7,5 8,0

Наосновании данных приведенных в этой таблице значение шага между КС принимаемравным 112 км. Количество КС на проектируемом трубопроводе определяем поформуле:

Nк.с.=Lг.п./Sк.с.,

гдеNк.с. — количество КС;

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

Sк.с. — шаг между КС.

Дляданного варианта:

Nк.с.= 1250/112≈11

Тогдаудельные 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= 13,375млн. руб.

Вычисляемудельные 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 = 2,3875млн. руб.

2.2Определение среднегодового резерва пропускной способности газопровода ичисла суток использования максимума

Длягазопроводов, имеющих подземные хранилища газа, рекомендуется резерв мощности,определяющийся величиной среднегодового резерва пропускной способностигазопровода(kгод).

Вопросо создании резерва пропускной способности газопроводов тесно связан с проблемойэффективности капиталовложений в газовую промышленность, и, в частности, вмагистральный транспорт газа. Необходимо уже на стадии проектированияпредусматривать определенные резервы пропускной способности газопровода. Этообуславливается 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 природногогаза

Принимаемзначение среднегодового резерва пропускной способности газопровода равным

/>=0,92

гдеki— фактор,обусловливающий необходимость создания резервов мощности, для i — группы.

Всоответствии с принятым нами значением kгод= 0,92 для диаметра трубы = 820 мм по данным таблицы число суток использованиямаксимума равно 330 суток

2.3Расчет транспортной работы

Грузооборот(транспортная работа) магистральных газопроводов определяется по формуле:

Pi= ΣQiтp*Li, тыс.м3*км

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

Li-длина i-го расчетного участка газопровода, км

Внастоящем курсовом проекте предлагается следующий порядок расчета объематранспортной работы.

Весьмагистральный газопровод разбивается на участки в соответствиисусловными потребителями газа. В данном случае под условными потребителямипонимаютсяследующие объекты:

— компрессорные станции;

— непосредственно потребители природного газа;

— подземные хранилища газа.

Рисуемсхему газопровода.

Выполнениерасчетов по определению транспортной работы проще выполнить с помощью таблицы 2.2.

Таблица2.2

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

Приопределении объема поступившего на участок газопровода газа необходимоучитывать 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 накоэффициент (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 участоки.т.д.

Кромеэтого на 5 и 8 участках от полученного объема транспортируемого газа на этихучастках необходимо отнять 25 тыс. м3

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

Затемопределяем объем товарного газа, перекачиваемого газопроводом, расчетпроизводим 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

Результатырасчетов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3- Результатырасчетов 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

5711000 2284,4 62821,0 5645900,6

5702760 2281,1 62730,36 5637754,54

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

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

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

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

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

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

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

5704363,542 2281,75 62748 5639339,8

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

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

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

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

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

Итого

85139899,33

34055,96

936538,89

84169394,48

3.Расчетно-аналитическая часть

Дляопределения наилучшего варианта разработки месторождения природного газа, на основетехнико-экономических показателей необходимо выполнить многокритериальныерасчеты экономической эффективности.

Вкачестве данных критериев в данном курсовом проекте используются:

•чистыйдисконтированный доход;

•внутренняянорма доходности;

•динамическийсрок окупаемости.

3.1Расчет чистой дисконтированной прибыли

Определяетгодовую выручку от реализации газа по формуле:

ВРt=Pr*Qт.г.

ГдеВРt-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

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

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

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

Ит.д. по всем годам.

ВеличинаBPt одинаковадля каждого из 3 вариантов разработки месторождения.

Рассчитываемсуммарные удельные капитальные затраты на разработку месторождения истроительство газопровода. Расчеты производим для всех 3 вариантов разработкиместорождения.

Кt=Кt+ Ктр.

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

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

ТогдаKt равно:

1вариант:

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

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

Ит.д.

2вариант:

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

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

Ит.д.

3вариант:

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

2год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн.руб.

Ит.д.

Рассчитываемсуммарные эксплуатационные затраты Иtпогодам разработки месторождения для каждого из 3 вариантов разработкиместорождения. Они складываются из эксплуатационных затрат связанных с добычейгаза Ид.г. (берем сумму затрат по всем статьям расхода по годам) и эксплуатационныхзатрат на строительство газопровода Зтр (принимаем рассчитанные в п 2.1значения)

ТогдаИt равно:

1вариант:

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

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

Ит.д.

2вариант:

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

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

Ит.д.

3вариант:

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

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

Ит.д.

Рассчитываемвеличину налоговых отчислений по годам разработки месторождения по формуле:

Нt=(ВРt — Иt) * 0,35

1вариант:

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

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

Ит.д.

2вариант:

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

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

Ит.д.

3вариант:

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

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

Ит.д.

РассчитываемЧДД по годам разработки месторождения для каждого варианта по формуле:

ЧДД= Rt*qд(t)

где:Rt — потокналичности в год:

qд(t)-коэф дисконтирования

Потокналичности определяем по формуле:

Rt= (ВРt— (Иt— Асум(t)))- Нt— Кt

1вариант:

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

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

Ит.д.

2вариант:

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

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

Ит.д.

3вариант:

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

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

Ит.д. по годам

Коэффициентдисконтирования определяем по формуле:

qд(t)= 1/(1+i)(t-1),

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

t- текущийгод, отсчитываемый от начала разработки месторождения

1год: qд(1) = 1/(1 + 0,12) (1-1)= 1

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

Ит.д. по годам

Коэффициентдисконтирования рассчитываем для 1 вар-та разработки месторождения. Дляостальных вариантов коэффициент дисконтирования будет такой же, как и для 1-говарианта.

РассчитываемЧДД для каждого из вариантов разработки месторождения по годам.

1вариант:

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

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

Ит.д. по годам

2вариант:

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

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

Ит.д. по годам

3вариант:

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

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

Ит.д. по годам

Результатысводим в таблицы:

Таблица3.1

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица3.2 — Результатырасчета ЧДД (2 вариант) млн. руб.

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица3.3 — Результатырасчета ЧДД (3 вариант) млн. руб.

Годы

ВРt ,

Кt ,

Иt ,

Aсум ,

Нt ,

Rt ,

qд(t) ,

ЧДД ,

млн. руб.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Для1 варианта рис. 1

Рис.1

2. Длявторого варианта рис. 2

Рис.2

3. Длятретьего варианта рис. 3

Рис.3

Анализируяданные таблиц 3.1, 3.2, 3.3 видно, что наиболее предпочтительным с точки зренияокупаемости затрат является второй вариант разработки месторождения споддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт, поскольку в этомслучае ЧДД является максимальными составляет 530,3 млн. руб.

3.2Расчет внутренней нормы доходности

Данныйметод используется при отсутствии информации о величине процентных ставок нарынке капитала. С помощью этого метода определяется минимальная допустимаявеличина доходности, при которой покрываются все расходы инвестора в течениеинвестиционного периода.

Пометоду внутренней нормы доходности расчет производится следующим образом.Сначала выбирается любая общая процентная ставка i1и определяется соответствующая ЧДД1. Затем произвольно выбираетсявторая процентная ставка i2,для которой выполняется условие ЧДД2<0. после этого определяетсявнутренняя процентная ставка одной инвестиции, то есть такая процентная ставкадисконтирования, при которой приведенный чистый доход равен приведенным инвестиционнымрасходам, т.е. ЧДД=0.

Внутренняянорма доходности определяется по формуле:

ВНД=i1– (ЧДД1*(i2-i1))/( ЧДД2 — ЧДД1)

гдеi — неизвестная внутренняя процентная ставка.

Процентналичности в год t Rtберется из таблиц 3.1, 3.2, 3.3 полученных ранее. Общая процентная ставкапринимается равной 12 % в соответствиис вариантом. Вторая процентная ставка i2= 20 % и 60 %

ОпределяемЧДД для различных вариантов разработки месторождения при значениях процентнойставки 20 % и 60 %. (Для 12 %данные берем из таблиц 3.1-3.3).

Дляэтого сначала определяем коэффициент дисконтирования для этих значенийпроцентных ставок.

Результатырасчетов сводим в таблицы 3.4, 3.5, 3.6:

Таблица3.4 — Результатырасчетов ЧДД для 1 варианта разработки месторождения при значениях процентныхставок

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Итого

1214,01

523,09

1214,01

324,02

Таблица3.5 — Результатырасчетов 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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица3.6 — Результатырасчетов ЧДД для 3 варианта разработки месторождения при значениях процентныхставок 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

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

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

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

55,12 0,71 39,23 55,12 0,53 29,21 55,12 0,24 13,23

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В3 варианте разработки месторождений суммарные значения ЧДД меняют знак припереходе от процентной ставки 20% к ставке 60%, следовательно, внутренняя процентнаяставка лежит между 20 и 60.

Рассчитываемвнутреннюю норму доходности для каждого из вариантов разработки месторождений:

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

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

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

Анализируяполученные значения ВНД можно сделать вывод о том, что наиболее выгоднымявляется второй вариант разработки месторождения, при котором ВНДнаибольшая, т.е. инвестируемый капитал дает 68 % годовых.

3.3Динамический срок окупаемости

Динамическийсрок окупаемости — это часть инвестиционного периода, в течение которогоокупается вложенный капитал и вместе с этим инвестор получает доход в размерепроцентной ставки.

Динамическийсрок окупаемости — это критерий, который в определенной степени оценивает рискинвестора. Неуверенность в достоверности прогнозов растет с удалением вовремени от настоящего момента, что увеличивает предпринимательский риск.Очевидно, что существует верхняя граница срока окупаемости, при переходекоторой риск вложения возрастает до такой степени, что считается уже невыгоднымвложением инвестиций.

Дляопределения динамического срока окупаемости рассчитываются дисконтированныечлены потока наличности и последовательно суммируются по годам с учетом знаков.

Результатырасчетов для каждого из вариантов разработки месторождений сводим в таблицы3.7-3.9:

Таблица3.7 — Результатырасчетов 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

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

не окупился

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

не окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

Итого

1214,01

523,09

4278,62

Таблица3.8 — Результатырасчетов 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

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

не окупился

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

не окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

Итого

1226,37

530,335

4360,90

Таблица3.9 — Результатырасчетов 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

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

не окупился

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

не окупился

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

не окупился

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

не окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

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

окупился

Итого

637,13

229,72

1339,10

Далееделаем вывод:

для1 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервалесуществует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервалесуществует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 4к 5 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервалесуществует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

Рассчитываемдинамический срок окупаемости для всех трех вариантов:

Tок=t– (ЧДДt/ ЧДДt+1-ЧДДt)

t– период неокупаемости проекта

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

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

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

Анализируяполученные данные, следует, что 2 вариант проекта по сроку окупаемостиявляется наиболее выгодным.

Полученныерезультаты можно представить в виде графика (рис. 4):

Рис.4

Заключение

Поитогам выполнения данного курсового проекта можно сделать следующие выводы:

•Рассчиталикапитальные и эксплуатационные затраты для трех вариантов разработкиместорождения природного газа (наименьшие капитальные и эксплуатационныезатраты приходятся на второй вариант разработки — с поддержанием давления,путем закачки воды в пласт;

•спроектировалимагистральную систему транспорта газа с 11 компрессорными станциями

•определилиэкономическую эффективность вариантов газоснабжения потребителей (наиболееэкономически эффективным является второй вариант разработки с поддержаниемпластового давления путем закачки газа в пласт).

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

еще рефераты

Еще работы по экономике

Реферат по экономике

Собственность и ее роль в системе экономических отношений

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Экономические наследия Джевонсона

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Экономические показатели деятельности ООО "УК Наш дом"

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Экономические показатели работы предприятия

1 Сентября 2013