Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

6. Неподвижный конец ветви талевого каната должен быть закреплен на специальном приспособлении, надежно соединенном с металлоконструкциями платформы агрегата.

7. Применяемое оборудование, а также приборы, запорная арматура, предохранительные устройства должны иметь паспорта заводов-изготовителей (фирмы-поставщика).

8. Эксплуатация оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируется в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков. Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование, должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

9. Оборудование с использованием канатной техники должно быть укомплектовано лебедкой с приводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат.

10. Расстановка оборудования, в зоне работ осуществляются в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем организации, с учетом схем расположения подземных и наземных коммуникаций. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой организации-заказчика и выдаваться бригаде не менее чем за трое суток до начала производства работ.

11. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам.

12. Агрегат устанавливается на приустьевой площадке и центрируется относительно устья скважины в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации.

13. Спуско-подьемные операции при ветре со скоростью 15м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50м, а также при неполном составе вахты запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

При подъеме труб должны быть обеспечены непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2м подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.

3.4 План конкретных мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности

Основные требования противопожарной безопасности при проведении работ, по бурению и эксплуатации скважин, регламентируются следующими нормативно-техническими документами:

1) Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. N 69-ФЗ "О пожарной безопасности" (с изменениями от 22 августа 1995 г., 18 апреля 1996 г., 24 января 1998 г., 7 ноября, 27 декабря 2000 г., 6 августа, 30 декабря 2001 г., 25 июля 2002 г., 10 января 2003 г.);

2) Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности (ППБО-2003);

3) ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Используемый состав пожаро-взрывобезопасен.

План мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности при проведении проектируемых работ:

1) Объекты проведения работ должны содержаться в чистоте, очищаться от грязи, снега, льда, разлитых нефтепродуктов;

2) Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах;

3) Объекты проведения работ должны иметь подъезд для пожарных машин;

4) Все работники должны знать место размещения первичных средств пожаротушения и уметь их применять;

5) Осветительная аппаратура на объектах, где возможно образование взрывоопасных смесей, должны быть во взрывозащищенном исполнении;

6) Пожароопасные и взрывоопасные объекты должны иметь молниезащиту;

7) При возникновении инцидента, угрожающего взрывом или пожаром, руководитель работ обязан вызвать пожарную охрану, службу по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, объявить о вводе аварийного режима и задействовании планов ликвидации аварии или пожаротушения, доложить об этом диспетчеру и руководителю НГДУ /39/.

3.5 План конкретных мероприятий по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении проектируемых работ

На объектах проведения работ возможно возникновение следующих видов чрезвычайных ситуаций:

1) Техногенного характера - связаны с авариями при производстве проектируемых работ (пожары, взрывы, деформация и разрушение конструкций, автокатастрофы, утечки токсичных веществ и т.д.);

2) Природного характера - связаны с природными катаклизмами (паводки, морозы, метели, снежные заносы, ураганы и др.);

3) Военно-политического характера - в результате возможных военно-политических конфликтов, террористических актов и др.

В ходе проведения работ по обеспечению требований безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях составляются следующие документы по планированию действий рабочего персонала при возникновении ЧС при проведении проектируемых работ:

1) Составляется план действий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций природного и производственного характера - направлен на определение способов защиты (эвакуация (заблаговременная, экстренная), укрытие в убежищах или применение средств индивидуальной защиты), на предупреждение производственных аварий, уменьшение ущерба от них;

2) Составляется план гражданской обороны;

3) Составляется план работы комиссии по чрезвычайным ситуациям и план работы отдела по делам ГО и ЧС;

4) Формируется комплект документов планирования и учёта обучения работников объекта по вопросам ГО и ЧС, основанный на нормативно-правовых актах в области гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций - направлен на подготовку и обучение персонала управления правильным действиям в условиях приближенным к аварийным ситуациям;

5) Для реализации требований планов закладываются материальные средства.

3.6 Расчет затрат для обеспечения безопасности в рамках планов конкретных мероприятий при проведении проектируемых работ

Затраты на ПБ входят в стоимость бригадо-часа и направлены на:

1) Закупку научной литературы, литературы по промышленной безопасности, санитарно-гигиеническим требованиям, противопожарной безопасности и безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях;

2) Проведение образовательных мероприятий, направленных на обучение рабочих и специалистов различного уровня;

3) Приобретение материалов, инвентаря, средств индивидуальной защиты;

4) Медицинское обслуживание;

5) Услуги военизированной охраны.

Затраты для обеспечения безопасности при проведении проектируемых работ на одной скважине представлены в таблице 20.

Таблица 20 Затраты для обеспечения безопасности при проведении проектируемых работ на одной скважине

Наименование затрат	Единица измерения	Стоимость
НПБ, литература	тыс. руб.	4,0
Образовательные услуги	тыс. руб	35,0
Услуги УВО	тыс. руб.	9,5
Закупка материалов, инвентаря, СИЗ.	тыс. руб.	9,0
Медицинские услуги	тыс. руб.	2,75
Итого:	60,25

4. Охрана окружающей среды и охрана недр

месторождение геологический нефть газ

4.1 Нормативно-правовая база

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последнее десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях.

Выбор проектных решений и дальнейшая эксплуатация объектов должна проводиться с учетом российских нормативно-правовых актов и региональных инструктивно-методических указаний в области охраны окружающей природной среды, безопасных и комфортных условий проживания населения:

1) Закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ;

2) Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1991 г № 2395-1 (с изменениями от 29.05.2002г);

3) Закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21 декабря 1994 г., № 68-ФЗ;

4) Закон РФ «Об экологической экспертизе», от 23 октября 1995 г., № 174-ФЗ;

5) Закон РФ «Об особо охраняемых природных территориях» от 14 марта 1995 г., № 33-ФЗ;

6) Закон РФ «О животном мире» от 24 апреля 1995 г., № 52-ФЗ;

7) Закон РФ «Об отходах производства и потребления», от 24 июня 1998 г. № 89-ФЗ;

8) Закон РФ “Об охране атмосферного воздуха”, от 4 мая 1999 г., № 96-ФЗ;

9) Закон РФ «Об объектах культурного наследия (памятниках истории и культуры) народов РФ» от 25 июня 2002 г., № 73-ФЗ;

10) Водный кодекс РФ, от 03 июня 2006 г., №74-ФЗ;

11) Лесной кодекс РФ, от 29 января 1997 г., № 22-ФЗ;

12) Земельный Кодекс РФ, от 25 октября 2001 г., № 136-ФЗ;

13) Кодекс РФ «Об административных правонарушениях» от 30 декабря 2001 г., № 195-ФЗ;

14) Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-624-03, Утв. 05 июня 2003 г. № 56, Госгортехнадзор РФ;

15) Постановление о порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации от 15.04.2002, № 240;

16) Инструкция по охране окружающей среды при хранении, транспортировании, приготовлении и дозировании химических реагентов в процессе добычи нефти (РД 39-0147098-009-89);

17) Общие правила охраны вод от загрязнения при добыче нефти и газа на суше (ГОСТ 17.1.3.12-86);

18) Руководство по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации;

19) Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утв. Приказом Минприроды РФ № 539 от 29.12.1995;

20) «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных полосах», утв. Постановлением Правительства РФ № 1404 от 23.11.1996;

21) «Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя», утв. Приказом Минприроды России и Роскомзема от 22.12.1995, № 525/67;

22) СанПиН 2.1.6. 1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест», М., 2001.

4.2 Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении проектируемых работ

Создание производственного экологического мониторинга является необходимым требованием для вводимых в эксплуатацию объектов газовой промышленности (см."Закон об охране окружающей среды", Статья 71. Производственный экологический контроль; ТЭО ПЭМ РАО Газпром, 1995; Методическое пособие ..., 1998).

Целью создания ПЭМ на месторождении является обеспечение безопасности здоровья людей и производства путем контроля за соблюдением санитарно-гигиенических нормативов в рабочей и санитарно-защитных зонах промысловых объектов.

Мониторинг должен проводиться на всех стадиях создания и функционирования предприятия, включая бурение, строительство, добычу, подготовку, транспорт и переработку газа, конденсата и нефти.

Система ПЭМ должна включать контроль воздействий на окружающую среду и ее состояния (табл. 21).

Почвенный и биологический мониторинг на объектах газовой промышленности производится на стадиях строительства и реконструкции при обязательном выполнении ОВОС. В дальнейшем он не входит в состав обязательных работ ПЭМ и выполняется специализированными подразделениями в рамках ЕГСЭМ (единая государственная система экологического мониторинга) на территории расположения объекта и за ее пределами по федеральным программам. Полная программа производственно-экологического мониторинга разрабатывается на стадии проектирования обустройства месторождения.

В настоящее время на южном участке Губкинского месторождения начинает разворачиваться система экологического мониторинга в районе основного объекта - площадки УКПГ.

Таблица 21 Перечень воздействий и процессов, контролируемых при проведении ПЭМ

Наименование разделов мониторинга	Наименование воздействий и процессов
Контроль загрязнения атмосферы	Промышленные выбросы Загрязнение атмосферы в пределах СЗЗ и в находящихся в непосредственной близости от них жилых зонах
Контроль загрязнения поверхностных вод	Сброс сточных вод в поверхностные водные объемы Загрязнение поверхностных вод
Почвенный и биоло-гический мониторинг	Отчуждение земель под промышленные и жилые объекты Механические воздействия на почвы колесной и гусеничной техники Уничтожение почвенного слоя и растительности при строительстве транспортных магистралей и других линейных сооружений Сброс сточных вод в понижения рельефа Выбросы из скважин углеводородов и высокоминера-лизованных вод Складирование промышленных и бытовых отходов Загрязнение почв и растительности Обводнение территории Эрозия и дефляция почв Воздействия на представителей животного мира
Инженерно-геологичес-кий мониторинг	Грунтовые основания зданий и сооружений, построенных на вечномерзлых и слабых грунтах Опасные геологические процессы
Контроль загрязнения и истощения подземных вод	Подземное захоронение сточных вод Загрязнение поглощающего и вышележащих водоносных горизонтов Добыча подземных вод
Контроль санитарно-ги-гиенических условий труда	Загрязнение воздуха рабочей зоны Шум Вибрация Электромагнитные и радиационное излучения

4.3 План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ

Основное требование при производстве буровых работ на газовых месторождениях в области охраны окружающей среды - минимальное воздействие на почвы, водоемы различного назначения, недра и подземные источники водоснабжения при обеспечении запланированных объемов бурения путем реализации экологически малоопасных и малоотходных технологий бурения скважин.

Охрана недр при бурении скважин предусмотрена комплексом технических решений, направленных на предотвращение безвозвратных потерь пластовых флюидов при их перетоках в проницаемые пласты.

Для обеспечения охраны недр предусматривается строительство скважин в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", НПО ОБТ, М., 1993 г. и действующими требованиями техники и технологии бурения, крепления и испытания скважины в соответствии с инструкциями и руководящими документами, изложенными в нормативной базе.

Конструкция скважин в части надежности, безопасности и технологичности обеспечивает условия охраны недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепления скважины, а также герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность произведен с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и освоения скважины на основании действующих конструкций.

Проектная конструкция скважины предупреждает возникновение газоводопроявлений и открытых выбросов флюида в окружающую среду путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска, изоляции газоводоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, а также обязательной установкой на кондуктор противовыбросового оборудования согласно ГОСТ 13862-90.

Предотвращение потерь газа в проницаемые горизонты предусматривается путем применения высоко герметичных труб с резьбовым соединением типа ОТТГ и ОТТМ и специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р-402, Р-2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно "Инструкции по испытанию скважин на герметичность".

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:

- глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной, низкопроницаемой корки, препятствующей фильтрации раствора в водоносный горизонт;

- обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающими снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

- ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления в т.ч. при спускоподъемных операциях.

Предупреждение межпластовых перетоков пластовых флюидов обеспечивается установкой заколонных пакеров на эксплуатационной колонне и необходимой технической оснастки

В ходе разбуривания месторождения должен проводиться анализ технического состояния скважин. Анализируются причины преждевременного выхода из строя и некачественного строительства скважин (в связи с негерметичностью обсадных колонн, затрубной циркуляцией, некачественным разобщением пластов).

Наибольшую опасность при эксплуатации скважин представляет нерегулируемое обводнение пластов чужими водами, а также межпластовые перетоки газа, вызванные недоброкачественным цементированием колонн и негерметичностью обсадных труб.

В процессе разработки анализу подвергаются скважины, эксплуатация которых нецелесообразна по экономическим причинам (добыча нерентабельна в связи с высокой обводнённостью или низкими дебитами жидкости) и в связи с тем, что на данном объекте скважина выполнила своё проектное назначение.

В зависимости от причин выхода из строя рассматриваются вопросы ликвидации, консервации или перевода на другие объекты. Ликвидация и консервация скважин производится в соответствии с РД-08-71-94 “Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов”. Контроль за техническим состоянием законсервированных или ликвидированных скважин осуществляет организация, на балансе которой они находятся.

Для рассмотрения материалов на ликвидацию скважин предприятие своим приказом создает постоянно действующую комиссию из главных специалистов под председательством его руководителя. В комиссию направляются материалы о техническом состоянии скважины.

По результатам проверки технического состояния составляется план изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающий выполнение требований охраны недр и окружающей природной среды, который согласовывается с местными органами Госгортехнадзора. По скважинам, вскрывшим напорные горизонты с коэффициентом аномальности 1.1 и выше, план согласуется также со службой по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

Материалы по скважине, подлежащей ликвидации, после соответствующего оформления представляются в региональные органы Госгортехнадзора, при положительном заключении производятся ликвидационные работы.

В случае обнаружения в ходе проверки технического состояния скважины наличия межколонных давлений, заколонных перетоков, прокорродированных участков колонны, мест со смятой колонной проводятся ремонтные работы по дополнительному плану.

После проведения ремонтных работ проводятся исследования на надежность их выполнения. Определяется необходимость установки цементных мостов в зависимости от геолого-технических условий (против всех интервалов испытания и эксплуатации, интервалов установки муфты ступенчатого цементирования). Ствол скважины заполняется незамерзающей нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей необходимое противодавление на пласт.

На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1 м с репером высотой не менее 0.5 м и металлической табличкой, на которой электросваркой указываются номер скважины, месторождение (площадь), организация - владелец скважины, дата.

Консервация скважин должна производится с обязательным условием повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней каких либо других работ. На консервацию скважин составляется план проведения работ, в котором определяются их объемы и последовательность, исполнитель, контроль за проведением работ и проверка их выполнения. Результаты проведенных работ оформляются актом.

При обнаружении отклонений от норм предприятие обязано выявить причины появления этих отклонений и провести работы по их устранению по плану, согласованному с противофонтанной службой. Дальнейшая консервация скважин продляется после согласования с Тюменским округом Госгортехнадзора России.

Контроль за правильностью эксплуатации месторождения предусматривается комплексом специальных регулярных исследований и наблюдений на скважинах и установках промысловой подготовки продукции. На их основе ежеквартально для каждой скважины устанавливается технологический режим работы.

Организация-проектировщик обеспечивает ежегодный авторский надзор за реализацией и соблюдением проектных решений. Целевая направленность авторского надзора - получение своевременной информации для приведения проектного документа по разработке в соответствии с новыми обстоятельствами как объективными, так и субъективными. Это должно обеспечить предотвращение потерь углеводородов в недрах и более полное их извлечение.

В процессе авторского надзора устанавливаются происшедшие изменения геолого-физической характеристики объектов эксплуатации, текущее состояние их разработки и отклонения фактических технологических показателей от проектных.

На основе проведённого анализа состояния разработки составляются мероприятия по обеспечению проектных показателей добычи газа, конденсата и нефти, обосновывается необходимость их изменения, или усовершенствования системы разработки месторождения.

Соблюдение указанных выше основных требований по рациональному использованию и охране недр при разработке северного участка Губкинского месторождения позволит реализовать запроектированную систему разработки газовой залежи, наиболее полно учитывающую особенности геологического строения.

План мероприятий по охране окружающей среды и недр при проведении проектируемых работ:

1) Технология производства работ должна соответствовать требованиям следующих природоохранных документов:

- Федеральный закон об охране окружающей среды от 10.01.2002 № 7-Ф3;

- Федеральный закон об отходах производства и потребления от 24.06.1998, № 89-Ф3 (ред.10.01.2003);

- Федеральный закон об охране атмосферного воздуха от 04.05.1999, № 96-Ф-3;

- Постановление о порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации от 15.04.2002, № 240;

- Инструкция по охране окружающей среды при хранении, транспортировании, приготовлении и дозировании химических реагентов в процессе добычи нефти (РД 39-0147098-009-89);

- Общие правила охраны вод от загрязнения при добыче нефти и газа на суше (ГОСТ 17.1.3.12-86).

2) Исключить разлив на территории скважин технологических жидкостей;

3) Запрещается сливать технологическую жидкость на землю и в водоемы. Необходимо обеспечить герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций и средств закачки в скважину;

4) Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважины с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещается;

5) Мероприятия по охране окружающей среды заключаются в снижении (исключении) потерь применяющихся реагентов, в том числе при транспортировке и хранении. Это достигается путем применения герметизированной системы по всей технологической цепочке (хранение - доставка - приготовление растворов - закачка в скважину);

6) Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации;

7) При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать;

8) Отложения и грязь, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций, должны передаваться предприятиям имеющим лицензию на утилизацию данных видов отходов;

9) Очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины;

10) Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завершения, следует собирать и вывозить на санкционированные свалки;

11) В процессе ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале;

12) В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс-методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по ликвидации газопроявлений. При данной ситуации члены бригады должны пользоваться СИЗ /40/.

4.4 Расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану недр при проведение проектируемых работ

Затраты для проведения проектируемых мероприятий представлены в таблице 22.

Таблица 22 Затрат на охрану окружающей среды и охрану недр при проведение проектируемых работ на одной скважине

Мероприятия	Единицы измерения	Стоимость
Выполнение «Программы мониторинга окружающей среды»	тыс.руб..	5
Подготовка площадки для производства работ (строительство ограждений и восстановление обваловок на скважинах)	тыс.руб.	7
Рекультивация загрязненных земель	тыс.руб.	4
Утилизация отходов производства	тыс.руб.	5
Плата за выбросы от передвижных источников	тыс.руб.	0,045
Итого:	21,045

5. Экономический раздел

5.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения

В данном разделе рассмотрены экономические проблемы освоения сеноманской залежи Губкинского месторождения. На основе рассчитанных технологических показателей разработки месторождения определены дополнительные объемы капитальных вложений и эксплуатационные затраты в добычу газа, проведены расчеты экономической эффективности проектируемо варианта разработки месторождения.

Оценка экономической эффективности произведена на основании:

- ”Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов” (вторая редакция), № ВК 477от 21 июня 1999 года;

- “Регламента составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений”, ВНИИГАЗ, М, 1999г.;

действующего законодательства Российской Федерации.

Расчеты экономической эффективности добычи газа проведены на каждый год рассматриваемого периода (2009г.-2038г.) в текущих ценах по состоянию на 01.01.2007 г. без учета инфляции.

Технико-экономические показатели определены по проектируемому варианту разработки месторождения: - количество скважин подлежащих бурению - 13. Накопленный отбор газа за период разработки - 329,42 млрд. мі, количество эксплуатационных скважин на двух участках - 87.

5.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта

Южный участок Губкинского месторождения введен в эксплуатацию в 1999 году. За этот период газовый промысел полностью обустроен: построены основные промысловые объекты, газопровод подключения, пробурены 74 эксплуатационные скважины. Остаточная стоимость основных производственных фондов на 01.04.2007 г. составила 5464,32 млн.р. (письмо ЗАО “Пургаз” № 1021/041 от 20.08.07г.)

Фактические капитальные затраты на сооружение ДКС составили 1050 млн. р. без НДС. Капитальные вложения в полное обустройство северного участка включают в себя следующие затраты: в бурение скважин; в объекты обустройства; в оборудование, не входящее в смету стройки.

При определении затрат на бурение скважин использовалась договорная цена бурения одной скважины на Вынгаяхинском месторождении (22,614 млн.р. с НДС, без учета затрат на отсыпку кустов и строительства подъездных дорог и линий электропередач, стоимость которых учтена в затратах на обустройство), разработку которого ведет ООО “Ноябрьскгаздобыча”. Стоимость бурения горизонтальных скважин принята с коэффициентом 1,4.

Капитальные вложения в обустройство северного участка определены с учетом объемов работ в натуральном выражении и соответствующих нормативов удельных затрат, разработанных по проектам-аналогам ТНГГ “Обустройство южного участка Губкинского газового месторождения”, “Обустройство Северного купола Комсомольского месторождения” в базисных ценах 2002 г. с последующим пересчетом в цены 2007 г. по индексам удорожания.

Индексы удорожания в ЗАО “Пургаз” на 01.04.2007г. составили (без учета НДС) (в данном проекте расчеты будут выполнены в ценах 2007г.):

СМР - 34,42;

оборудование - 24;

прочие затраты - 5,54.

Стоимость оборудования, не входящего в смету стройки, рассчитана на потребность в оборудовании необходимом при эксплуатации северного участка месторождения.

В капитальных вложениях, кроме вышеназванных затрат, при расчете эффективности учтены затраты по налогу на добавленную стоимость (НДС). Этот налог возмещается после ввода в действие основных фондов.

Дополнительные капитальные вложения, необходимые в обустройство месторождения по проектируемому варианту разработки, приведены в табл. 23 и на рис. 27.

Таблица 23

Дополнительные капитальные вложения в обустройство Губкинского газового месторождения в ценах 2002г.
Наименование работ и затрат	Удельные показа-тели (база1991г.)	Транспорт газа на УКПГ южного купола	Транспорт газа на Западно-Таркосалинское месторождение
		1	2а	2б	3а	3б	3в	4а	4б
Южный участок
ДКС ГПА-16 ( 6 агрегатов)	6409,88тыс.р./агр.	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00
Итого по южному участку		1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00	1050,00
Северный участок
Обустройство кустов газовых скважин	451,68т.р./1куст	-	103,99	44,57	103,99	44,57	103,99	103,99	44,57
Внутрипромысловые дороги	332,3 т.р./1 км	-	267,64	251,63	385,45	251,63	385,45	385,45	251,63
Выкидные линии, диаметр 159мм	126,9 т.р./км	-	8,56	5,30	8,56	5,30	8,56	8,56	5,30
Коллектор:
диаметр 219 мм	142,1 т.р./км	-	45,33	-	72,16	-	72,16	72,16	-
диаметр 325 мм	260,96 т.р./ км	-	43,44	183,77	102,75	183,77	102,75	102,75	183,77
диаметр 425 мм	313,16 т.р./ км	-	456,96	288,61	-	380,80	-	-	380,80
диаметр 530 мм	372,31 т.р./км	-	-	-	452,59	-	452,59	452,59	-
Межпромысловые дороги	751,75 т.р./км	-	962,56	745,21	983,26	983,26	983,26	983,26	983,26
ЛЭП	77,83 т.р./ км	-	94,10	72,85	96,12	96,12	96,12	96,12	96,12
УППГ	0,00	-	57,84	57,84	57,84	57,84	57,84	62,47	62,47
Итого по главам 1-7		-	2040,42	1649,78	2262,72	2003,30	2262,72	2267,34	2007,92
Затраты по главам 8-12	К=0,25	-	510,11	412,44	565,68	500,82	565,68	566,84	501,98
Итого по главам 1-12	0,00	-	2550,53	2062,22	2828,39	2504,12	2828,39	2834,18	2509,91
Кроме того, затраты
на природоохранные мероприятия	2%	-	51,01	41,24	56,57	50,08	56,57	56,68	50,20
Итого затрат по обустройству		-	2601,54	2103,47	2884,96	2554,20	2884,96	2890,86	2560,10
Оборудование, не
входящее в смету стройки	2%	-	52,03	42,07	57,70	51,08	57,70	57,82	51,20
Бурение		-	395,75	244,99	395,75	244,99	554,04	395,75	244,99
Итого по северному участку		-	3049,31	2390,52	3338,41	2850,27	3496,70	3344,42	2856,29
Всего затрат	6381,79	1050,00	4099,31	3440,52	4388,41	3900,27	4546,70	4394,42	3906,29
НДС		210,00	819,86	688,10	877,68	780,05	909,34	878,88	781,26
Всего затрат с НДС		1260,00	4919,18	4128,63	5266,09	4680,33	5456,04	5273,31	4687,55

Чистая выручка (чистый доход) - это выручка, полученная в каждом отрезке времени за вычетом всех платежей, связанных с ее получением.

На момент расчета цена реализации газа для ЗАО “Пургаз” составила 133 р. за 1000мі. Эта цена не включает в себя налог на добавленную стоимость.

При расчетах установлено, что при данной цене дополнительные затраты на разработку неэффективны. Соответственно рассмотрена продажа газа по цене 175 р. за 1000мі, делающая безубыточной работу промысла.

Результаты расчетов чистой выручки по вариантам разработки месторождения при цене реализации газа 175 р./1000 м3 приведены в табл. 25.

Таблица 25 Чистая выручка от реализации газа, цена 175 р./1000мі (в миллионах рублей)

Наименование позиции	Всего	Г о д ы
		2002	2003	2004	2005	2006	2007
Вариант 1	45766,26	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2546,26	2544,51
Вариант 2а	50822,04	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2546,26	2544,51
Вариант 2б	50288,29	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2546,26	2544,51
Вариант 3а	51074,04	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2801,77	2800,02
Вариант 3б	50981,29	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2801,77	2796,52
Вариант 3в	51445,04	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2801,77	2800,02
Вариант 4а	51116,04	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2934,77	2887,52
Вариант 4б	50988,29	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2826,27	2812,27
Наименование позиции	Г о д ы
	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Вариант 1	2549,76	2521,76	2478,01	2409,76	2224,26	2023,01	1828,76
Вариант 2а	2553,26	2544,51	2544,51	2544,51	2486,76	2359,01	2164,76
Вариант 2б	2553,26	2544,51	2544,51	2535,76	2423,76	2266,26	2058,01
Вариант 3а	2803,52	2775,52	2733,52	2665,27	2511,26	2264,51	2066,76
Вариант 3б	2796,52	2761,52	2710,77	2637,27	2472,76	2229,51	2026,51
Вариант 3в	2803,52	2777,27	2733,52	2663,52	2514,76	2273,26	2082,51
Вариант 4а	2868,27	2822,77	2751,02	2668,77	2514,76	2243,51	2044,01
Вариант 4б	2805,27	2766,77	2714,27	2635,52	2474,51	2224,26	2023,01
Наименование позиции	Г о д ы
	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Вариант 1	1660,76	1510,26	1335,26	1167,26	1023,76	931,01	850,50
Вариант 2а	1963,51	1793,76	1601,26	1429,76	1275,76	1160,26	1050,01
Вариант 2б	1872,51	1711,51	1543,51	1386,01	1228,51	1109,51	1002,76
Вариант 3а	1869,01	1701,01	1540,01	1370,26	1233,76	1104,26	990,51
Вариант 3б	1827,01	1667,76	1508,51	1349,26	1219,76	1099,01	987,01
Вариант 3в	1897,01	1708,01	1540,01	1366,76	1239,01	1118,26	1001,01
Вариант 4а	1834,01	1660,76	1501,51	1338,76	1216,26	1086,76	976,51
Вариант 4б	1825,26	1664,26	1508,51	1347,51	1219,76	1100,76	981,76
Наименование позиции	Г о д ы
	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028
Вариант 1	752,50	668,50	610,75	546,00	483,00	407,75	367,50
Вариант 2а	941,51	845,25	773,50	707,00	635,25	551,25	484,75
Вариант 2б	917,01	831,25	756,00	696,50	635,25	572,25	512,75
Вариант 3а	897,76	805,00	722,75	663,25	603,75	551,25	498,75
Вариант 3б	894,26	817,25	724,50	670,25	609,00	565,25	511,00
Вариант 3в	904,76	820,75	733,25	665,00	617,75	568,75	518,00
Вариант 4а	880,26	787,50	714,00	647,50	596,75	549,50	491,75
Вариант 4б	892,51	817,25	722,75	658,00	610,75	561,75	512,75
Наименование позиции	Г о д ы
	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Вариант 1	323,75	302,75	271,25	238,00	210,00	192,50	176,75
Вариант 2а	448,00	416,50	376,25	346,50	311,50	287,00	271,25
Вариант 2б	467,25	428,75	388,50	355,25	325,50	308,00	288,75
Вариант 3а	439,25	383,25	343,00	313,25	288,75	267,75	248,50
Вариант 3б	455,00	409,50	367,50	334,25	309,75	287,00	269,50
Вариант 3в	460,25	414,75	372,75	341,25	311,50	287,00	264,25
Вариант 4а	434,00	392,00	346,50	311,50	287,00	266,00	245,00
Вариант 4б	453,25	409,50	365,75	336,00	309,75	285,25	267,75

За расчетный период предприятие получит максимальную выручку в варианте 3в, в сумме 51,4 млрд. р.

При определении затрат на производство продукции (добычу природного газа) использованы исходные данные и подходы, базирующиеся на анализе процессов формирования себестоимости добычи газа при эксплуатации южного участка Губкинского месторождения.

Cебестоимость добычи газа за I квартал 2002 года в ЗАО “Пургаз” составила 97,41 р. за 1000 м3 (письмо № 1021/041 от 20.08.2002 г.) Наибольший удельный вес (47,1%) составляют услуги сторонних организаций, которые привлекаются для добычи газа и обслуживания промысловых объектов, затем 24,5 % - налоги, 21,3 % - амортизация.

Расходы, связанные с производством (НК, ч.II. гл.25) включают в себя следующие статьи затрат: материальные затраты; расходы на оплату труда; амортизационные отчисления; прочие расходы.

Материальные затраты состоят из расходов на вспомогательные материалы и из затрат на приобретение со стороны: воды, топлива, электроэнергии. Затраты на вспомогательные материалы приняты в размере 0,54 р. на 1000 м3, топливо - 0,05 р. на 1000 м3. Расходы на покупную электроэнергию рассчитаны по двуставочному тарифу (204 р./1тыс.кВт.час; 320 р./1 кВт установленной мощности).

Фонд оплаты труда рассчитан на численность промышленно-производственного персонала по среднегодовому фонду заработной платы одного работающего (24,2 т.р. в месяц).

В категорию “прочих затрат” в себестоимость добычи газа включены следующие расходы: налог на добычу природного газа; налог на землю по ставке 2633 руб. за 1 га; услуги сторонних организаций: операторские услуги в расчете 39,03 р. за 1000 м3 добычи природного газа; плата за капитальный ремонт в размере 0,05 % от стоимости основных фондов в обустройстве и 3,65 млн.р. на 1 скважину в капитальном ремонте; прочие услуги приняты постоянными на весь период добычи; другие денежные расходы приняты в процентном отношении от предыдущих статей затрат.

Минимальная себестоимость добычи газа будет в базовом варианте. С вводом в эксплуатацию северного участка себестоимость добычи газа возрастает, при этом наименьшая себестоимость в вариантах с вводом северного участка ожидается в проектном варианте.

Эксплуатационные затраты по вариантам при промысловой цене на газ 175р./1000 м3 за расчетный период представлены в табл.26.

Таблица 26 Затраты на производство в добыче газа (в миллионах рублей)

Наименование позиции	Варианты
	Транспорт газа на УКПГ южного купола	Транспорт газа на Западно-Таркасалинское месторождение
	1	2а	2б	3а	3б	3в	4а	4б
Материальные затраты	502,05	542,52	538,67	545,74	552,03	550,37	546,05	544,84
- сырье	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
- вспомогательные материалы	145,59	161,69	159,96	162,48	162,17	163,65	162,61	162,21
- топливо со стороны	13,48	14,97	14,81	15,04	15,02	15,15	15,06	15,02
- покупная электроэнергия	342,97	365,87	363,89	368,21	374,85	371,57	368,38	367,62
Расходы на оплату труда	982,71	1140,40	1127,62	1157,53	1208,06	1181,35	1159,28	1153,47
Единый социальный налог	249,33	289,34	286,10	293,69	306,51	299,73	294,13	292,66
Амортизационные отчисления	6514,93	9564,24	8905,45	9853,32	9365,19	10011,63	9859,34	9371,21
Прочие расходы, всего	23136,48	27132,28	27096,94	28359,77	28533,77	28892,78	28623,56	28614,40
в том числе:
- налог на добычу	7551,43	8385,64	8297,57	8427,22	8411,91	8488,43	8434,15	8413,07
- плата за землю	13,48	14,97	14,81	15,04	15,02	15,15	15,06	15,02
- дорожный налог	25,45	25,45	25,45	25,45	25,45	25,45	25,45	25,45
-услуги по подготовке газа	-	-	-	912,90	877,80	968,10	919,20	881,10
- другие расходы	327,31	361,62	356,12	365,06	366,34	368,24	365,26	361,52
- услуги сторонних организаций	15218,81	18344,60	18402,99	18614,10	18837,25	19027,41	18864,45	18918,25
в том числе:
- операторские услуги	12835,58	15302,71	15438,11	15469,75	15743,05	15824,19	15695,80	15815,57
- капитальный ремонт ОФ	1991,40	2650,06	2573,05	2752,52	2702,37	2811,39	2776,82	2710,85
Итого затрат	31385,51	38668,78	37954,78	40210,06	39965,56	40935,86	40482,36	39976,58

5.3 Прибыль

Прибыль от реализации - это разница между доходами, (чистой выручкой) и эксплуатационными расходами (затратами на производство).

Для определения подлежащей налогообложению части прибыли, из прибыли от реализации вычитаются внереализационные расходы и налог на имущество.

Во внереализационные расходы включены затраты на ликвидацию скважин, размер которых определен в размере 3 млн.р. на 1 скважину.

При расчете чистой прибыли предприятия из балансовой прибыли, облагаемой налогом, вычитается налог на прибыль. Результаты расчетов по вариантам разработки приведены в табл.27.

Таблица 27 Чистая прибыль (в миллионах рублей)

Наименование позиции	Варианты
	Транспорт газа на УКПГ южного купола	Транспорт газа на Западно-Таркасалинское месторождение
	1	2а	2б	3а	3б	3в	4а	4б
Чистая выручка	45766,26	50822,04	50288,29	51074,04	50981,29	51445,04	51116,04	50988,29
Эксплуатационные затраты	31385,51	38668,78	37954,78	40210,06	39965,56	40935,86	40482,36	39976,58
Прибыль от реализации	14380,75	12153,26	12333,51	10863,99	11015,73	10509,19	10633,69	11011,71
Налог на имущество	1230,08	1900,44	1764,92	2008,73	1911,90	2033,93	2009,68	1912,64
Внереализационные расходы	162,00	168,00	135,00	162,00	117,00	165,00	153,00	120,00
Налогооблагаемая прибыль	12988,67	10084,81	10433,59	8693,26	8986,84	8310,26	8471,00	8979,08
Налог на прибыль	3382,52	2917,12	3008,97	2687,84	2835,48	2608,82	2649,85	2839,89
Чистая прибыль	9606,15	7167,70	7424,61	6005,42	6151,36	5701,44	5821,15	6139,18

5.4 Эффективность проекта

Основными результирующими показателями (критериями ожидаемой экономической эффективности) являются:

- накопленный поток наличности (PV);

- накопленный дисконтированный поток наличности (NPV);

- внутренняя норма рентабельности (IRR);

- срок окупаемости инвестиций (РР);

- дисконтированный срок окупаемости инвестиций (DРР);

- индекс доходности инвестиций (РI);

- индекс доходности затрат (B/C).

В расчет потока наличности включена остаточная стоимость основных промышленно-производственных фондов, находящихся на балансе ЗАО “Пургаз”, а также учтено возмещение налога на добавленную стоимость, уплаченного ранее организациям-подрядчикам при проведении капитального строительства.

Расчет предполагаемых денежных потоков произведен за период с 2002 г. по 2038 г.

Ставка дисконта принята в размере 10%.

5.4.1 Результаты расчета экономической эффективности вариантов разработки месторождения при цене реализации 133 р. за 1000 м3

Технико-экономические показатели вариантов разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения при цене реализации газа 133р. за 1000 мі приведены в табл. 28.

Таблица 28 Сводные технико-экономические показатели вариантов разработки Губкинского газового месторождения (цена реализации газа 133 р./1000мі)

Наименование показателя	Варианты
	Транспорт газа на УКПГ южного купола	Транспорт газа на Западно-Таркасалинское месторождение
	1	2а	2б	3а	3б	3в	4а	4б
Объем товарного газа, млрд.м3	261,52	290,41	287,36	291,85	291,32	293,97	292,09	291,36
.Ввод скважин, шт.	74	95	87	95	87	95	95	87
Капитальные вложения, Северный участок, млн.р.	0,00	3049,31	2390,53	3338,41	2850,27	3496,7	3344,42	2856,29
Капитальные вложения, Южный участок, млн.р.	1050	1050	1050	1050	1050	1050	1050	1050
Капитальные вложения по Южному и Северному
участкам, млн.р.	1050,00	4099,31	3440,53	4388,41	3900,27	4546,7	4394,42	3906,29
Остаточная стоимость ОФ южного участка, млн.р.	5464,92	5464,92	5464,92	5464,92	5464,92	5464,92	5464,92	5464,92
Чистая выручка от реализации, млн.р.	34782,16	38624,53	38218,88	38816,05	38745,56	39098,01	38847,97	38750,88
Эксплуатационые затраты, всего, млн.р.	29567,02	36650,09	35957,22	38181,39	37940,56	38892,49	38452,02	37951,3
Себестоимость 1000м3 газа на год max добычи	97,82	105,64	105,13	109,26	106,04	112,53	107,67	105,75
Прибыль от реализации, млн.р.	5215,14	1974,44	2261,66	634,66	805,00	205,52	395,95	799,58
Налог на имущество, млн.р.	1229,05	1899,93	1763,89	2008,18	1911,38	2033,50	2009,02	1912,21
Внереализационные расходы, млн.р.	162,00	168,00	135,00	162,00	117,00	165,00	153,00	120,00
Налог на прибыль, млн.р.	1381,69	875,95	961,27	677,22	790,19	615,77	654,52	786,92
Чистая прибыль, млн.р.	2442,40	-969,44	-598,49	-2212,74	-2013,57	-2608,76	-2420,59	-2019,55
Денежная наличность, млн.р.	2442,40	-969,43	-598,49	-2212,74	-2013,57	-2608,45	-2420,59	-2019,55
Дисконтированная денежная
наличность (NPV), млн.р.	-897,58	-2551,59	-2254,90	-3448,30	-2964,83	-3614,12	-3579,31	-2966,34
Внутренняя норма доходности (IRR), %	6,54%	-	-	-	-	-	-	-
Коэффициент "Выгоды/Затраты" (В/С)	0,94	0,84	0,86	0,80	0,82	0,79	0,80	0,82
Индекс доходности (IP)	0,83	0,63	0,66	0,55	0,59	0,54	0,54	0,59
Срок окупаемости,лет	9	15	13	22	15	22	22	15
Дисконтированный срок окупаемости, лет	22	22	22	22	22	22	22	22

Значительные затраты на производство, связанные с привлечением сторонних организаций для эксплуатации промысла и низкая цена реализации газа делают нерентабельной разработку Губкинского месторождения по всем рассмотренным вариантам и, следовательно, по отрицательному результату невозможно сделать выбор варианта. Поэтому для выбора варианта разработки методом подбора определена минимальная цена на промысле, при которой разработка сеноманской залежи Губкинского месторождения будет экономически оправданной.

5.4.2 Результаты расчета экономической эффективности вариантов разработки месторождения при ценереализации 175 р. за 1000 м3

Ниже приведены основные технико-экономические показатели вариантов по годам рассматриваемого периода.

Таблица 29 Основные технико-экономические показатели

Наименование показателя	Всего	годы
		2002	2003	2004	2005	2006	2007
Объем товарного газа, млрд.м3	261,52	14,540	14,550	14,590	14,540	14,550	14,540
.Ввод скважин, шт.		74	74	74	73	73	72
Капитальные вложения с НДС, Северный участок	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
в т.ч.: - бурение, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
- обустройство, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
- оборудование, не входящее в смету
стройки, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Капитальные вложения с НДС, Южный участок	1260,00	1260,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Остаточная стоимость ОФ южного участка	5464,92	5464,92	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Возмещение НДС	210,00	0,00	210,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Чистая выручка от реализации,млн.р.	45766,26	2544,51	2546,26	2553,26	2544,51	2546,26	2544,51
Эксплуатационые затраты, всего, млн.р., в т.ч.:	31385,51	1510,97	1570,37	1572,34	1565,09	1565,58	1560,7
- материальные затраты	502,05	17,12	20,32	20,35	20,28	20,29	20,25
- расходы на оплату труда	982,71	34,56	38,62	38,62	38,33	38,33	38,33
- единый социальный налог	249,33	8,77	9,80	9,80	9,73	9,73	9,73
- амортизация	6514,93	340,19	410,19	410,19	410,19	410,19	410,19
- прочие налоги и платежи	23136,48	1110,33	1091,43	1093,37	1086,55	1087,04	1082,18
Себестоимость р./1000м3 газа на год max добычи		100,80	104,69	104,54	104,41	104,37	104,12
Прибыль от реализации, млн.р.	14380,75	1033,55	975,89	980,92	979,43	980,68	983,83
Налог на имущество,млн.р.	1230,08	102,49	115,29	107,09	98,88	90,68	82,48
Внереализационные расходы	162,00	0,00	0,00	0,00	3,00	0,00	3,00
Налог на прибыль, млн.р.	3382,52	223,45	206,54	209,72	210,61	213,60	215,60
Чистая прибыль,млн.р.	9606,15	707,60	654,06	664,12	666,93	676,40	682,75
Денежная наличность,млн.р.	9606,15	-5677,1	1274,2	1074,3	1077,1	1086,6	1092,9
Дисконтированная денежная
наличность (NPV), млн.р.	2130,46	-5161,0	1053,1	807,1	735,7	674,7	616,9
Внутренняя норма доходности (IRR),%	17,20%
Коэффициент "Выгоды/Затраты" (В/С)	1,12
Индекс доходности (IP)	1,36
Срок окупаемости, лет	6
Дисконтированный срок окупаемости, лет	8
Наименование показателя	годы
	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Объем товарного газа, млрд.м3	14,570	14,410	14,160	13,770	12,710	11,560	10,450
.Ввод скважин, шт.	72	71	71	70	67	65	64
Капитальные вложения с НДС, Северный участок	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
в т.ч.: - бурение, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
- обустройство, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
- оборудование, не входящее в смету
стройки, млн.р.	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Капитальные вложения с НДС, Южный участок	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Остаточная стоимость ОФ южного участка	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Возмещение НДС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Чистая выручка от реализации,млн.р.	2549,76	2521,76	2478,01	2409,8	2224,26	2023,01	1828,76
Эксплуатационые затраты, всего, млн.р., в т.ч.:	1562,2	1549,1	1502,2	1477,6	1409,1	1341,1	1096,0
- материальные затраты	20,28	20,12	19,92	19,6	18,63	17,66	16,74
- расходы на оплату труда	38,33	37,75	37,75	37,2	35,43	33,98	32,52
- единый социальный налог	9,73	9,58	9,58	9,4	8,99	8,62	8,25
- амортизация	410,19	410,19	376,04	376,04	376,04	376,04	193,87
- прочие налоги и платежи	1083,64	1071,47	1058,93	1035,42	970,03	904,86	844,60
Себестоимость р./1000м3 газа на год max добычи	104,01	104,25	102,89	104,06	107,57	112,51	101,76
Прибыль от реализации, млн.р.	987,60	972,66	975,80	932,1	815,15	681,86	732,77
Налог на имущество,млн.р.	74,27	66,07	58,55	51,03	43,51	35,98	32,11
Внереализационные расходы	0,00	3,00	0,00	3,00	9,00	6,00	3,00
Налог на прибыль, млн.р.	219,20	216,86	220,14	210,74	183,03	153,57	167,44
Чистая прибыль,млн.р.	694,13	686,73	697,11	667,4	579,61	486,31	530,23
Денежная наличность,млн.р.	1104,3	1096,9	1073,1	1043,4	955,6	862,3	724,1
Дисконтированная денежная
наличность (NPV), млн.р.	566,7	511,7	455,1	402,3	334,9	274,8	209,7

Данный вариант предусматривает разработку только южного купола месторождения. Объем товарного газа за расчетный период с 2002 по 2038 гг. составит 261,52 млрд.м3. Основные капитальные вложения уже освоены. Пробурено 74 эксплуатационные скважины, построен газопровод подключения и объекты обустройства промысла. В 2002 г. завершается строительство ДКС, ввод которой предусмотрен в 2003 году. Фактические затраты на сооружение ДСК составили 1050 млн .р. без НДС.

Прогнозная себестоимость добычи газа на максимальный год добычи составит 104,54 р. за 1000 м3, что ниже себестоимости добычи во всех других рассмотренных вариантах.

За период разработки денежная наличность составит 9,6 млрд. р.

Из табл.29 следует, что рентабельность разработки месторождения по варианту 1 высокая: IRR=17,2%; NPV= 2,13 млрд. р., cрок окупаемости с учетом ранее понесенных затрат - 6 лет. Этот вариант с экономической точки зрения является оптимальным. В проектном варианте сумма капитальных вложений в бурение скважин, обустройство кустов скважин, газосборные сети, а также в строительство межпромыслового газопровода (за счет переноса площадки УППГ уменьшается длина газопровода) сокращается на 790,6 млн. р. Эксплуатационные расходы за рассматриваемый период изменяются на 1,8 % и в основном за счет амортизационных отчислений. Прогнозная себестоимость добычи газа на максимальный год добычи составляет 111,85 р. за 1000 м3. К концу рассматриваемого периода разработки месторождения из-за резкого падения объемов добычи газа себестоимость на единицу объема увеличивается до 310 р., при этом общие затраты на производство снижаются.

За рассматриваемый период предприятие получит чистой выручки 50,3 млрд.р., накопленная денежная наличность составит 7,42 млрд. р.

На графике видно, что в 2025 году выгоды по проекту равняются затратам, то есть при цене газа 175 р. за 1000 м3 рентабельный срок разработки ограничивается периодом с 2002 по 2024 год. Чтобы продлить срок рентабельной разработки месторождения необходимо в период падающей добычи пересматривать (повышать поэтапно) промысловую цену реализации газа. По проведенным расчетам в период падающей добычи цена должна увеличиваться на 6% ежегодно.

Показатели эффективности по сравнению с вариантом 2а повышаются (NPV до 0,9 млрд. р., IRR до 13%, В/С до 1,05 дол. ед., PI до 1,13 дол. ед.), но при этом остаются ниже, чем в варианте 1.

Заключение

В настоящей работе на основе уточнения геологического строения, анализа материалов истории разработки, приведены результаты трехмерного геологического и газогидродинамического моделирования сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения, выполнены прогнозные проектируемые расчеты показателей разработки и предложены оптимальные технические и технологические решения по обеспечению максимальной добычи газа.

Продуктивная толща сеномана представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (120 м) часть сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам.

Впервые запасы газа были утверждены в 1967г. по результатам бурения 19 поисковых и разведочных скважин (протокол ГКЗ № 5095 от 24 февраля 1967г.), в объеме 352.6 млрд. м3. В 1998г. предприятие ЗапСибГеоНАЦ подготовило пересчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г., рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составили 399,081 млрд.м3, в том числе 346,711 млрд.м3 по Губкинскому участку и 52,37 млрд.м3 по Северо-Губкинскому участку. В толще сеномана выделяются два отличающихся друг от друга горизонта: верхний, маломощный морского шельфового генезиса, и нижний, более мощный, представляющий собой неравномерное чередование прибрежно-морских и континентальных отложений.