Технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения

Насыщенный ДЭГ через блоки фильтров и магнитной обработки подается в регенератор гликоля. Пары воды с верхней части десорбера охлаждаются до 40°С и конденсируются в воздушном холодильнике. Сконденсированная жидкость поступает в рефлюксную емкость-разделитель, откуда после отделения от конденсата газа часть воды насосами подается в регенератор в качестве орошения, остальная рефлюксная вода поступает в расходную атмосферную емкость, откуда забирается высоконапорными насосами и подается в промывочные секции сепараторов.

Регенерированный ДЭГ из огневого регенератора проходит рекуперативный теплообменник и поступает в расходную емкость ДЭГа. Из емкости регенерированный ДЭГ забирается высоконапорным насосом и подается на установку осушки газа в абсорберы.

Подпитка ДЭГом осуществляется из расходных емкостей ДЭГа.

Насыщенный метанол с установки осушки поступает в цех регенерации метанола через дегазатор и разделитель.

Конденсат газа из разделителя поступает на склад конденсата, а насыщенный метанол в огневой регенератор метанола.

Вода с низа регенератора отводится на очистные сооружения. Пары метанола с верха регенератора охлаждаются и поступают в расходные емкости метанола. Часть метанола подается на орошение регенератора. Подпитка метанола в расходные емкости осуществляется из межпромыслового метанолопровода.

Все оборудование размещается в отапливаемых помещениях.

На площадке предлагается разместить следующие основные технологические сооружения:

- 2 здания переключающей арматуры;

- 2 цеха осушки газа;

- 2 цеха регенерации ДЭГа;

- цех регенерации метанола;

- расходные емкости ДЭГа, конденсата и метанола;

- насосная ДЭГа и метанола;

- пункт хозрасчетного замера газа;

- свеча и горизонтальный факел;

- дренажные и аварийные емкости.

Капитальные вложения включают основные средства, в том числе, затраты на основное строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты.

Капитальные вложения в обустройство залежи газового месторождения определяются по следующим направлениям:

- сводные сметные расчеты (сводка затрат);

- затраты по компримированию газа;

- затраты по внешнему электроснабжению для компримирования газа (ВЛ-100кв и ПС110кв).

Капитальные вложения рассчитываются за период эксплуатации месторождения до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость в осуществлении дополнительных капитальных вложений на заключительных стадиях разработки месторождения.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, которые включают в себя затраты на бурение скважин и промышленное обустройство месторождений. Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины и скорости бурения, количества добывающих скважин.

Расчет капитальных вложений в объекты газопромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений:

- оборудование для газодобычи;

- сбор и транспорт газа и конденсата;

- оборудование для подготовки газа к дальнейшему транспорту;

- строительство дожимных компрессорных станций (КС);

- прочие капитальные вложения, включая затраты на природоохранные объекты, объекты электроснабжения и связи.

Алгоритм расчета капитальных вложений для газовых месторождений применим при исследовании возможностей и предварительном проектировании.

Для газовых месторождений:

KBгм = Kcкв + Kшл + Kкол + Кукпr + Кмд + Ккс + Kпд + Kпp

где KBгм - суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;

Kcкв - капитальные вложения в бурение скважин;

Kшл - капитальные вложения в шлейфы;

Kкол - капитальные вложения в газосборный коллектор;

Кукпr - капитальные вложения в строительство установки по подготовке газа (УКПГ);

Кмд - капитальные вложения в строительство магистральной автодороги;

Ккс - капитальные вложения в компрессорную станцию (КС);

Kпд - капитальные вложения в промысловые дороги;

Kпp - капитальные вложения в строительство прочих сооружений, связанных с вспомогательным производством.

Капитальные вложения в освоение месторождения определяются укрупнено на основании анализа проектно-сметной документации газовых месторождений.

Величина капитальных вложений в разработку газового месторождения для ОАО «Сургутнефтегаз» составила К2 = 44948,40 млн. руб.

Рассчитаем капитальные вложения в объекты производственного назначения предприятия, что представлено в таблице 2.

Таблица 2. Капитальные вложения в объекты производственного назначения ОАО «Сургутнефтегаз», в млн. руб.

Наименование затрат	Общая сметная стоимость, млн. руб.
	сумма	% к итогу
Объекты производственного назначения, всего
в том числе:
1) бурение газовых скважин	8113,45	26,0
2) объекты для обеспечения бурения скважин	3058,14	9,8
3) строительство объектов добычи и подготовки газа	16694,97	53,5
4) газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов	3339	10,7
Всего	31205,56	100,00

Структура капитальных вложений по объектам строительства объектов добычи и подготовки газа приведена в таблице 3.

Затраты в компримирование газа приняты укрупнено и составляют 4323,34 млн. руб.

Затраты по внешнему электроснабжению для компримирования газа (ВЛ-100 кв. и ПС 110 кв.) составляют 802,68 млн. руб.

Таблица 3. Структура капитальных вложений строительства объектов добычи и подготовки газа ОАО «Сургутнефтегаз», (без учета НДС), в млн. руб.

Наименование сооружений	Общая стоимость, млн. руб.	% к итогу
Кусты газовых скважин	834,75	5,0
Сбор газа	3172,04	19,0
Установка комплексной подготовки газа	2838,14	17,0
Водозаборные и канализационные очистные сооружения	333,90	2,0
Электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения	500,85	3,0
Автомобильные дороги и вертолетная площадка	2170,35	13,0
Межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения	834,75	5,0
Промбаза	834,75	5,0
Комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов	33,39	0,2
Вахтовый жилой комплекс	500,85	3,0
Автоматизированная система управления технологическим процессом	217,03	1,3
Оконечная радиолинейная станция	66,79	0,4
Затраты заказчика	183,64	1,1
Итого по площадкам	12521,23	75,0
8. Временные здания и сооружения	834,75	5,0
9. Прочие работы и затраты	2170,35	13,0
10. Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия	166,95	1,0
11. Подготовка эксплуатационных кадров	333,90	0,02
12. Проектные и изыскательные работы	500,85	3,0
Резерв на непредвиденные работы и затраты	500,85	3,0
Затраты на инжиниринговые услуги	968,31	5,8
Всего (см. табл.2 пункт 3)	16694,97	100,00

Таким образом, суммарные капитальные вложения представлены в таблице 4.

Таблица 4. Суммарные капитальные вложения ОАО «Сургутнефтегаз» (без учета НДС), млн. руб.

Наименование затрат	Суммарные капитальные вложения,
	млн. руб.
1. Объекты, в том числе:	31205,56
Бурение скважин	8113,45
Обеспечение бурения	3058,14
Строительство объектов добычи и подготовки газа	16694,97
Газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов	3339
2. Затраты по компримированию газа	4323,34
3. Затраты по внешнему электроснабжению	802,68
Всего	36331,58

Таким образом, суммарные капитальные вложения ОАО «Сургутнефтегаз» без учета НДС составляют 36331,58 млн.руб.

2.2 Расчет вспомогательных материалов

Затраты на вспомогательные материалы и электроэнергию взяты на основании существующих мощностей их годового расхода и оптовых цен на них. Данные по расходу электроэнергии и вспомогательных материалов для определения издержек производства товарной продукции представлены в таблице 5.

Учитывая мощность объекта - 30 млрд. м3, рассчитаем стоимость электроэнергии и вспомогательных материалов.

Таблица 5

Расчет стоимости электроэнергии и вспомогательных материалов

Наименование затрат	Количество
1. Электроэнергия
1.1 Плата за установленную мощность
Количество кВт в расчете на 1 млрд. м3	315
Цена единицы руб./кВт	3168
Сумма платы за установленную мощность тыс. руб.	29937,6
1.2 Расход электроэнергии
Количество тыс. кВт*час в расчете на 1 млрд. м3	2452,5
Цена единицы руб./кВт*час	0,167
Сумма платы за расход электроэнергии тыс. руб.	12,287
Итого по электроэнергии	29949,89
2 Вспомогательные материалы
2.1 Метанол
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	504,0
Цена единицы руб./т	6180
Сумма тыс. руб.	93441,6
2.2 ТЭГ
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	3652,7
Цена единицы руб./т	16769
Сумма тыс. руб.	1837563,79
2.3 Масло
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	3373,2
Цена единицы руб./т	6491
Сумма тыс. руб.	656863,24
Итого по вспомогательным материалам	2587868,63

Таким образом, стоимость электроэнергии составит 29949,89 тыс. руб., стоимость вспомогательных материалов - 2587868,63 тыс. руб.

2.3 Расчет затрат по оплате труда

Затраты на оплату труда рассчитывалась исходя из численности эксплуатационного персонала и среднегодовой заработной платы одного работающего - 251,94 тыс. руб. (20995руб.*12 мес.). Общая численность производственно-промышленного персонала 570 человек.

Расчет численности эксплуатационного персонала в соответствии с заданным объемом производства производится следующим образом:

- если объем производства увеличится в 1,2 раза, то численность увеличится в 1,20,9 раза;

- если объем производства увеличится в 1,5 раза, численность увеличится в 1,50,85 раза;

- если объем производства увеличится в 2 раза, численность увеличится в 20,8 раза;

Объем производства в соответствии с вариантом увеличивается в 1,5 раза (30 / 20), поэтому общая численность производственно-промышленного персонала составит:

Ч = 570 * 1,5 * 0,85 = 727 человек.

Фонд заработной платы составит:

ФОП = 727 * 251,94 = 183160,38 тыс. руб.

2.4 Расчет отчислений в ремонтный фонд и суммы амортизационных отчислений

Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из сложившегося соотношения 5% от стоимости основных фондов.

Стоимость основных производственных фондов составляет 31205,56 млн. руб.

Отчисления в ремонтный фонд составят:

Зр = 31205,56 * 5% = 1560,28 млн. руб.

Амортизационные отчисления рассчитываются по действующим нормам амортизационных отчислений, введенным в действие с 1 января 2002 года на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 г. N 1 и в соответствии с рекомендациями Налогового Кодекса, Глава 25, Статья 259, Пункт 10. Для данных расчетов норма амортизационных отчислений на основные производственные фонды принимается укрупнено и составляет 11%.

Сумма амортизационных отчислений составит:

А = 31205,56 * 11% = 3432,61 млн. руб.

Прочие затраты приняты в размере 20% от суммы затрат по выше перечисленным статьям, согласно анализу этого соотношения на примере месторождений севера Тюменской области.

Кроме того, в составе эксплуатационных затрат на добычу газа должны быть учтены расходы, связанные с природоохранными мероприятиями, налоги, включаемые в себестоимость, а также затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным трубопроводам.

2.5 Расчет налоговых отчислений

Для расчета налоговых отчислений рассчитаем стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифов на транспорт.

Выручка определяется по формуле:

Вд(t) = Цг(t) * Vг(t) + Цк(t) * Vк(t)

где, Цг(t), Цк(t) - цена газа и конденсата соответственно;

Vг(t), Vк(t) - объем добычи газа и конденсата соответственно.

Выход товарной продукции в натуральном выражении представлен в таблице 6.

Таблица 6. Выход товарной продукции в натуральном выражении

Наименование показателей	%	В расчете
		на 1 млрд. мЗ	на полный объем добычи
1. Добыча газа в год, млрд. мЗ	100 (Данные табл.1)		30
2. Расход газа на собственные нужды всего, млрд. мЗ	0,58	0,0058	0,174
в том числе: технологические нужды - котельная	0,05	0,0005	0,015
- электростанция	0,08	0,0008	0,024
- компрессорная станция
3. Выход товарного газа, млрд. м3	99,3	0,993	29,79
в том числе:
- для реализации в регионе, всего	69,5	0,695	20,85
из него: - населению	7,0	0,07	2,1
- промышленности и др. потребителям	62,5	0,625	18,75
- для реализации на внешнем рынке	29,8	0,298	8,94

Данные для определения выручки от реализации газа представлены в таблице 7. При расчете учитываем курс доллара на 15.11.2012 года в размере 31,7267 за 1$.

Таблица 7. Расчет выручки от реализации товарной продукции

Наименование показателей	Цена, руб/тыс. м3	В расчете на полный объем реализации газа
Реализации в регионе, всего		24381600,0
из него: - населению	896,0	1881600,0
- промышленности и др. потребителям	1200,0	22500000
- для реализации на внешнем рынке	140 долл. За тыс. м3	39709137,72
Реализация всего		64090737,72

Ставки платежей, размеры отчислений по налогам и налогооблагаемая база для расчета издержек производства представлена в таблице 8.

Таблица 8. Исходные данные для расчета платежей и налогов

Показатели	Значение	Налогооблагаемая база
ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых	16,5%	Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспорт
Налог на пользователей автомобильных дорог	1,0%	Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспорт
Единый социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев	26,0	ФОТ
Добровольное страхование:
добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб./чел.	10
добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование	12,0%	ФОТ
добровольное медицинское страхование	3,0%	ФОТ
добровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда	2,0%	Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспорт
Окончание таблицы 8
Плата за природопользование	По действующим нормативам	Выбросы в атмосферу, сброс в водные источники и размещение отходов с К=90* 1,18

Плата за загрязнение окружающей среды рассчитывается исходя из годовых валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, водные объекты и за размещение отходов по "Нормативам платы за загрязнение окружающей среды", от 27 ноября 1992 г.

Плата за природопользование приведена в таблице 9.

Таблица 9. Плата за природопользование в тыс. руб.

Наименование затрат	Итого
1. Плата за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу	40,71
2. Плата за сброс предельно допустимых загрязняющих веществ в водные объекты	849,95
3. Плата за воду отбираемую из водных источников	23,40
3. Плата за землю	2917,73
4. Ведение производственного экологического контроля (мониторинга) окружающей природной среды	1425,0
Всего	5256,79

Исходя из нормативов рассчитаем налоговую нагрузку в таблице 10.

Таблица 10. Налоговая нагрузка, тыс.руб.

Показатели	Значение	Налогооблагаемая база	Сумма платежей и налога
ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых, %	16,5	64090737,72	10574971,72
Налог на пользователей автомобильных дорог, %	1,0	64090737,72	640907,38
Единый социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев, %	26,0	183160,38	47621,70
Добровольное страхование всего, в т.ч.:			1316556,31
добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб./чел.	10	727	7267,5
добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование, %	12,0	183160,38	21979,25
добровольное медицинское страхование, %	3,0	183160,38	5494,81
добровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда, %	2,0	64090737,72	1281814,75
Плата за природопользование		5256,79	5256,79

Таким образом, налоговая нагрузка на предприятие составит 12585313,9 тыс.руб.

2.6 Расчет себестоимости добычи газа

Оплата услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам в данном расчете принимается исходя из тарифа - 10 руб. за 1 тыс. м?/100 км. Расстояние до потребителя 3000 км.

Зтр = 10 * 30000 * 3000/100 = 9000000 тыс.руб.

Расчет издержек на производство газа представлен в таблице 11.

Таблица 11. Расчет издержек на производство газа в млн. руб.

Наименование затрат	В расчете на 1 млрд. м3	В расчете на весь объем производства газа
1. Вспомогательные материалы	86,26	2587,87
2. Электроэнергия покупная	1,0	29,95
3. Заработная плата	6,11	183,16
4. Социальное страхование и обязательное страхование от несчастных случаев	1,59	47,62
5. Отчисления в ремонтный фонд	0,05	1,56
6. Амортизационные отчисления на реновацию	0,11	3,43
7. Прочие затраты	19,02	570,72
Итого	114,14	3424,31
Налоги, включаемые в себестоимость
1. Налог на добычу полезных ископаемых	352,50	10574,97
2. Налог на пользователей а/дорог	21,36	640,91
3. Плата за природопользование	0,18	5,26
4. Расходы по добровольному страхованию (страхование имущества организации, долгосрочное страхование жизни работников, медицинское страхование, страхование работника на случай смерти или утраты работоспособности)	43,88	1316,56
Итого налогов и платежей	417,92	12537,70
Итого издержек производства	532,06	15962,01
Окончание таблицы 11
Затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам	300,00	9000,00
Всего издержек производства	832,06	24962,01

Таким образом, себестоимость 1 млрд.м3 газа составит 832,06 млн.руб.

2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения

Экономический эффект от производства определим по формуле:

где П - прибыль от реализации продукции или прирост прибыли от реализации продукции;

К - капитальные вложения на производство продукции;

Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, принимается 0,15.

Расчет экономического эффекта представлен в таблице 12.

себестоимость газ месторождение

Таблица 12. Расчет экономического эффекта

Показатели	Сумма, млн. руб.
Текущие расходы (себестоимость) при производстве продукции (С)	24962,01
Капитальные вложения при организации производства (К)	36331,58
Коэффициент эффективности капитальных вложений (Е)	0,15
Реализация продукции, всего	64090,74
Прибыль от реализации продукции (П)	39128,73
Экономический эффект от производства продукции (Э)	33679,0

Таким образом, экономический эффект от эксплуатации месторождения газа составит 33679 млн.руб.

Проведем расчет основных технико-экономических показателей, что представлено в таблице 13.

Таблица 13

Основные технико-экономические показатели производства

Наименование показателей	Единицы измерения	Показатели
Объем производства продукции	млрд.м/год	30
Капитальные вложения, всего в том числе: на строительство объекта на смежные работы	млн. руб.	36331,58 31205,56 5126,02
Удельные капитальные вложения	руб./1000 м	1211,05
Себестоимость 1 тыс. м3 газа	млн. руб.	832,06
Цена 1 тыс. м3 газа	млн. руб.	2136,36
Товарная продукция	млн. руб.	64090,74
Затраты на производство (суммарная себестоимость)	млн. руб.	24962,01
Годовая прибыль	млн.руб.	39128,73
Затраты на 1 рубль товарной продукции	руб./руб.	0,39
Рентабельность продукции	%	156,75
Приведенные затраты	млн. руб.	30411,75
Срок окупаемости капитальных вложений	лет	0,9
Численность	чел.	727
Производительность труда	млн. руб. на чел.	88,16
Экономический эффект	млн. руб.	33679,0

Таким образом, можно сделать вывод, что на разработку газового месторождения с планируемым объемом производства продукции в 30 млрд.м в год будет потрачено 36331,58 млн.руб., при этом предполагается получение годовой прибыли в размере 39128,73 млн.руб. с достаточно высокой долей рентабельности 156,75%. Производительность труда согласно расчетам составляет 88,16 млн.руб. на человека, что характеризуется с положительной стороны. Капитальные вложения окупятся предположительно за 9 месяцев и ОАО «Сургутнефтегаз» получит экономический эффект в размере 33679 млн. руб., что характеризуется разрабатываемое месторождение как прибыльное. Итак, по проведенным расчетам можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, мы рассмотрели характеристику нефтегазовой компании ОАО «Сургутнефтегаз» и определили, что она является одной из крупнейших нефтяных компаний России, активно развивающей секторы разведки и добычи нефти и газа, переработку газа и производство электроэнергии, производство и маркетинг нефтепродуктов, продуктов нефте- и газохимии.

Также была рассмотрена история создания предприятия ОАО «Сургутнефтегаз» и его стратегия, которая предполагает расчет исключительно на собственные силы. Социальная инфраструктура организации строится на собственной социальной политике на основе гармоничного сочетания интересов своих сотрудников, населения регионов присутствия, общества в целом и акционеров при неукоснительном соблюдении законодательных норм и требований.

По результатам исследования нефтегазовой отрасли стоит отметить, что одной из сложных проблем является добыча газа на завершающей стадии разработки, которая приобретает всё большее значение в связи с переходом на падающую добычу наших месторождений -- гигантов.

Согласно проведенным расчетам по определению экономической эффективности разработки нефтегазового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств, что подтверждается положительными данными расчетов, а именно размер экономического эффекта составит 33679 млн.руб. при окупаемости проекта за 9 месяцев.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гражданский кодекс РФ. - Консультант Плюс: Версия Проф. [Электронный ресурс]. - Электрон. дан. и прогр. - М.: ЗАО «Консультант Плюс». - 2012

2. Налоговый кодекс Российской Федерации. Консультант Плюс: Версия Проф. [Электронный ресурс]. - Электрон. дан. и прогр. - М.: ЗАО «Консультант Плюс». - 2012

3. Баев И.А., Варламов З.Н, Васильева О.Е. и др. Экономика предприятия: Учебник для вузов/Под ред. Акад. В.М.Семенова - СПб.: Питер, 2005. - 512

4. Балабанов И.Т. Основы финансового менеджмента. - М.: Финансы и статистика, 2011.- 314 с.

5. Басовский Л.Е. Экономический анализ: Учеб. пособие. - М.: Ин-фра, 2010. 222 с.

6. Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира. - М.: «Нефть и газ», 2011. - 408 с.

7. Грибов В.Д., Грузинов В.П. Экономика предприятия. - М.: Финансы и статистика, 2010. - 315 с.

8. Управление нефтегазостроительными проектами /Ю.Н. Забродин, В.Л. Коликов, А.М. Михайличенко, А.М. Саруханов. - М.: Омега-Л, 2011. - 215 с.

9. Чуев И.Н., Чечевицына Л.Н. Экономика предприятия. - М.: Изд-торговая корпорация «Дашкова и К», 2010. - 602 с.

Размещено на Allbest.ru