Технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа
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… Читать ещё >
Технико-экономическое обоснование вариантов разработки месторождения природного газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 | |
5,711 | 76,650 | 5,711 | |||
5,703 | 76,037 | 11,414 | |||
5,657 | 75,429 | 17,071 | |||
5,687 | 74,825 | 22,758 | |||
5,715 | 74,226 | 28,473 | |||
5,670 | 73,633 | 34,143 | |||
5,697 | 73,044 | 39,840 | |||
5,724 | 72,459 | 45,564 | |||
5,678 | 71,880 | 51,243 | |||
5,704 | 71,305 | 56,947 | |||
5,729 | 70,734 | 62,677 | |||
Итого за посл. период добычи | 62,677 |
| 375,841 | ||
5,684 | 70,168 | 68,360 | |||
5,638 | 69,607 | 73,999 | |||
5,593 | 69,050 | 79,592 | |||
5,548 | 68,498 | 85,140 | |||
Итого | 85,140 | 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 + у * 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
у — удельные капитальные вложения в объекты жилищного строительства тыс. руб/чел. Принимаем у =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
месторождение вложение затраты эксплуатационные 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 | ||
35,10 | 34,76 | ||||||
35,15 | 34,81 | ||||||
35,44 | 35,09 | ||||||
35,70 | 35,37 | ||||||
35,98 | 35,65 | ||||||
36,26 | 35,93 | ||||||
36,55 | 36,22 | ||||||
36,82 | 36,50 | ||||||
37,12 | 36,80 | ||||||
37,41 | 37,09 | ||||||
37,69 | 37,38 | ||||||
Итого за посл. период добычи | 399,23 | 395,61 | |||||
37,99 | 37,68 | ||||||
38,30 | 37,99 | ||||||
38,61 | 38,29 | ||||||
38,92 | 38,60 | ||||||
Итого | 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 = фскв-лет/ nэкс. СКВ*100%
фскв-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 = 180 150 Сп 4 = 2402 * 76 = 182 552
Сп 5.6 = 2402 * 77 = 184 954Сп 7 = 2402 * 78 = 187 356
Сп 8, 9 = 2402 * 79 = 189 758Сп 10 = 2402 * 80 = 192 160
Сп 11,12,13,14,15 = 2402 * 81 = 194 562
Подставив полученные значения стоимости скважин и норму амортизации в формулу
Агскв = Наскв * Сп,
рассчитаем амортизационные отчисления по годам разработки месторождения:
Агскв 1,2, 3 = 180 150*0,0682 = 12 286,2Агскв 4 = 182 552*0,0691 = 12 614,3
Агскв 5, 6 = 184 954*0,07 = 12 946,7Агскв 7 = 187 356*0,0709 = 13 284,5
Агскв 8, 9 = 189 758*0,0718 = 13 624,6Агскв10 = 192 160*0,0727 = 13 970,03
Агскв 11,12,13,14,15 = 194 562*0,0736 = 14 319,7
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=10 000 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 = 41 319,72 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. | |
41 319,72 | 41 319,7 | ||||
41 319,72 | 82 639,4 | ||||
41 319,72 | 123 959,2 | ||||
41 625,79 | |||||
41 931,86 | 207 516,8 | ||||
41 931,86 | 249 448,7 | ||||
42 237,93 | 291 686,6 | ||||
42 544,01 | 334 230,6 | ||||
42 544,01 | 376 774,6 | ||||
42 850,08 | 419 624,7 | ||||
43 156,15 | 462 780,9 | ||||
Итого за посл. период добычи | 462 780,86 | 2 755 566,2 | |||
43 156,15 | 505 937,0 | ||||
43 156,15 | 549 093,2 | ||||
43 156,15 | 592 249,3 | ||||
43 156,15 | 635 405,5 | ||||
Итого | 635 405,47 | 5 038 251,2 | |||
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 = 41 319,72 * 0,26 = 10 743,13 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. | |
10 743,13 | 10 743,13 | ||
10 743,13 | 21 486,25 | ||
10 743,13 | 32 229,38 | ||
10 822,71 | 43 052,09 | ||
10 902,28 | 53 954,37 | ||
10 902,28 | 64 856,66 | ||
10 981,86 | 75 838,52 | ||
11 061,44 | 86 899,96 | ||
11 061,44 | 97 961,40 | ||
11 141,02 | 109 102,43 | ||
11 220,60 | 120 323,02 | ||
Итого за посл. период добычи | 120 323,02 | 716 447,22 | |
11 220,60 | 131 543,62 | ||
11 220,60 | 142 764,22 | ||
11 220,60 | 153 984,82 | ||
11 220,60 | 165 205,42 | ||
Итого | 165 205,42 | 1 309 945,31 | |
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
hсутколичество 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 = 46 584 720 руб./(тыс. мЗ/год) = 46 584 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= 12 286,2 тыс.руб.
Ирем1год =0,015 * (2402 * 75 — 12 286,2) = 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 | |
12 286,2 | 2517,96 | |||
12 286,2 | 2517,96 | |||
12 286,2 | 2517,96 | |||
12 614,3 | 2549,07 | |||
12 946,7 | 2580,11 | |||
12 946,7 | 2580,11 | |||
13 284,5 | 2611,07 | |||
13 624,6 | ||||
13 624,6 | ||||
2672,85 | ||||
14 319,7 | 2703,63 | |||
Итого за посл. период добычи | 144 189,7 | 28 534,71 | ||
14 319,7 | 2703,63 | |||
14 319,7 | 2703,63 | |||
14 319,7 | 2703,63 | |||
14 319,7 | 2703,63 | |||
Итого | 201 468,5 | 39 349,25 | ||
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) = 4 941 538 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 + 41 319,72 + 10 743,13 + 2238,75 + 2517,96 = 65 263,554 тыс. руб.
Sг1 = 65 263 554 / (0,789 * 5 711 538) = 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.=1,56 384 тыс. руб.
И2 (1-ый год) = 2402 + 103 + 94 + 1749 + 41 319,72 + 10 743,13 + 2238,75 + 2517,96 + 1,56 384 = 61 169,118 тыс. руб.
Sг2 = 61 169 118/ (0,789 *5 711 538) = 13,58 руб./тыс. мЗ.
Вариант 3
И3 = И1+ Ивод.
UЗ (1-ый год) = 2402 + 103 + 66 + 5874 + 41 319,72 + 10 743,13 + 2378,44 + 2517,96 + 46 584 = 111 987,244 тыс. руб.
Sr3 = 111 987,244 / (0,789 *5 711 538) = 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 | |
5,711 | 65 263,554 | 14,48 | ||
5,703 | 65 263,554 | 14,50 | ||
5,657 | 65 263,554 | 14,62 | ||
5,687 | 65 680,313 | 14,64 | ||
5,715 | 66 097,008 | 14,66 | ||
5,670 | 66 097,008 | 14,78 | ||
5,697 | 66 513,622 | 14,80 | ||
5,724 | 66 930,201 | 14,82 | ||
5,678 | 66 930,201 | 14,94 | ||
5,704 | 67 346,701 | 14,96 | ||
5,729 | 67 763,136 | 14,99 | ||
Итого за посл. период добычи | 62,677 | 729 148,853 | 162,19 | |
5,684 | 67 763,136 | 15,11 | ||
5,638 | 67 763,136 | 15,23 | ||
5,593 | 67 763,136 | 15,36 | ||
5,548 | 67 763,136 | 15,48 | ||
Итого | 85,140 | 1 000 201,397 | 223,37 | |
Таблица 1.7
Годы | Годовая добыча млрд. м3/год | Сумма издержек (затрат) тыс.руб. | Себестоимость газа руб./тыс. м3 | |
5,711 | 61 169,118 | 13,58 | ||
5,703 | 61 169,118 | 13,59 | ||
5,657 | 61 169,118 | 13,70 | ||
5,687 | 61 585,877 | 13,73 | ||
5,715 | 62 002,572 | 13,75 | ||
5,670 | 62 002,572 | 13,86 | ||
5,697 | 62 419,186 | 13,89 | ||
5,724 | 62 835,765 | 13,91 | ||
5,678 | 62 835,765 | 14,02 | ||
5,704 | 63 252,265 | 14,05 | ||
5,729 | 63 668,700 | 14,08 | ||
Итого за посл. период добычи | 62,677 | 684 110,055 | 152,17 | |
5,684 | 63 668,700 | 14,20 | ||
5,638 | 63 668,700 | 14,31 | ||
5,593 | 63 668,700 | 14,43 | ||
5,548 | 63 668,700 | 14,54 | ||
Итого | 85,140 | 938 784,855 | 209,65 | |
Таблица 1.8
Годы | Годовая добыча млрд. м3/год | Сумма издержек (затрат) тыс.руб. | Себестоимость газа руб./тыс. м3 | |
5,711 | 111 987,244 | 24,85 | ||
5,703 | 111 987,244 | 24,89 | ||
5,657 | 111 987,244 | 25,09 | ||
5,687 | 112 404,003 | 25,05 | ||
5,715 | 112 820,698 | 25,02 | ||
5,670 | 112 820,698 | 25,22 | ||
5,697 | 113 237,312 | 25,19 | ||
5,724 | 113 653,891 | 25,16 | ||
5,678 | 113 653,891 | 25,37 | ||
5,704 | 114 070,391 | 25,34 | ||
5,729 | 114 486,826 | 25,33 | ||
Итого за посл. период добычи | 62,677 | 1 243 109,443 | 276,52 | |
5,684 | 114 486,826 | 25,53 | ||
5,638 | 114 486,826 | 25,74 | ||
5,593 | 114 486,826 | 25,94 | ||
5,548 | 114 486,826 | 26,15 | ||
Итого | 85,140 | 1 701 056,747 | 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 * 5 711 538 * 0,01 = 826,953 тыс.руб.
Sг2=13,39 руб./тыс.мЗ
Итопл2(1-ый год) = 13,58 * 5 711 538 * 0,01 = 775,554 тыс.руб.
Sr3=26,41 руб./тыс.мЗ
Итопл3(1-ый год) = 24,85 * 5 711 538 * 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 | |
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 | 12 676,925 | |
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 | |
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 | 11 897,676 | |
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 | |
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 | 15 755,196 | |
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 | 21 559,209 | |
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 * 5 711 538 = 12404,292 тыс.руб.
Ицех2(1-ый год) = 0,15 * 13,58 * 5 711 538 = 11 633,307 тыс.руб.
Ицех3(1-ый год) = 0,15 * 24,85 * 5 711 538 = 21 287,753 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: | |||||
5,711 | 14,48 | 13,58 | 24,85 | 12 404,292 | 11 633,307 | 21 287,753 | ||
5,703 | 14,5 | 13,59 | 24,89 | 12 404,025 | 11 625,566 | 21 292,151 | ||
5,657 | 14,62 | 13,7 | 25,09 | 12 405,801 | 11 625,135 | 21 290,12 | ||
5,687 | 14,64 | 13,73 | 25,05 | 12 488,652 | 11 712,377 | 21 368,903 | ||
5,715 | 14,66 | 13,75 | 25,02 | 12 567,285 | 11 787,188 | 21 448,395 | ||
5,67 | 14,78 | 13,86 | 25,22 | 12 570,39 | 11 787,93 | 21 449,61 | ||
5,697 | 14,8 | 13,89 | 25,19 | 12 647,34 | 11 869,7 | 21 526,115 | ||
5,724 | 14,82 | 13,91 | 25,16 | 12 724,452 | 11 943,126 | 21 602,376 | ||
5,678 | 14,94 | 14,02 | 25,37 | 12 724,398 | 11 940,834 | 21 607,629 | ||
5,704 | 14,96 | 14,05 | 25,34 | 12 799,776 | 12 021,18 | 21 680,904 | ||
5,729 | 14,99 | 14,08 | 25,33 | 12 881,657 | 12 099,648 | 21 767,336 | ||
Итого за посл. период добычи | 62,677 | 162,19 | 152,17 | 276,52 | 138 618,07 | 130 045,99 | 236 321,29 | |
5,684 | 15,11 | 14,2 | 25,53 | 12 882,786 | 12 106,92 | 21 766,878 | ||
5,638 | 15,23 | 14,31 | 25,74 | 12 880,011 | 12 101,967 | 21 768,318 | ||
5,593 | 15,36 | 14,43 | 25,94 | 12 886,272 | 12 106,049 | 21 762,363 | ||
5,548 | 15,48 | 14,54 | 26,15 | 12 882,456 | 12 100,188 | 21 762,03 | ||
Итого | 85,14 | 223,37 | 209,65 | 379,88 | 190 149,59 | 178 461,11 | 323 380,88 | |
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 * 5 711 538 = 4134,764 тыс.руб.
Ицех2(1-ый год) = 0,05 * 13,58 * 5 711 538 = 3877,769 тыс.руб.
Ицех3(1-ый год) = 0,05 * 24,85 * 5 711 538 = 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 | |||||
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 | 46 206,02 | 43 348,66 | 78 773,76 | |
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 | 63 383,2 | 59 487,04 | 107 793,6 | |
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 | |
13,58 | 1,46 664 | ||||
13,59 | 1,46 772 | ||||
13,7 | 1,4796 | ||||
13,73 | 1,48 284 | ||||
13,75 | 1,485 | ||||
13,86 | 1,49 688 | ||||
13,89 | 1,50 012 | ||||
13,91 | 1,50 228 | ||||
14,02 | 1,51 416 | ||||
14,05 | 1,5174 | ||||
14,08 | 1,52 064 | ||||
Итого за посл. период добычи | 152,17 | 16,43 328 | |||
14,2 | 1,5336 | ||||
14,31 | 1,54 548 | ||||
14,43 | 1,55 844 | ||||
14,54 | 1,57 032 | ||||
Итого | 209,65 | 22,64 112 | |||
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 Суммарные капитальные затраты на разработку месторождения | ||||
2 Сумма амортизационных отчислений | 202 576,96 | 202 410,33 | 202 576,96 | |
3 Сумма затрат на ремонт скважин | 39 349,25 | 39 349,25 | 39 349,25 | |
4 Сумма затрат на оплату труда | 635 405,47 | 635 405,47 | 635 405,47 | |
5 Сумма отчислений на соц. нужды | 165 205,42 | 165 205,42 | 165 205,42 | |
6 Сумма затрат на топливо | 12 676,92 | 11 897,67 | 21 559,21 | |
7 Сумма затрат на электроэнергию | 2238,75 | 2238,75 | 2378,44 | |
8 Сумма затрат на компрессоры | 22,641 | |||
9 Сумма затрат на воду | ||||
10 Сумма затрат на цеховые и общепромысловые нужды | 190 149,59 | 178 461,11 | 323 380,87 | |
11 Прочие эксплуатационные расходы | 63 383,19 | 59 487,03 | 107 793,62 | |
Итого сумма всех затрат | 1 526 928,57 | 1 508 644,69 | 1 760 176,25 | |
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 | |||
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 = УQiтp *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