Проектирование установки подготовки газа на месторождении Петропавловское

В общем случае расчет простого срока окупаемости производится путем постепенного, шаг за шагом, вычитания из общей суммы инвестиционных затрат величин чистого денежного потока за один интервал планирования. Номер интервала, в котором остаток становится положительным, соответствует искомому значению срока окупаемости инвестиций.

Согласно данным, приведенным в таблице Г 5 Приложение Г, чистый денежный поток нарастающим итогом становится положительным в 2019 году, т.е. при начале вложений инвестиций в 2008 году простой срок окупаемости проекта составит 11 лет.

5. Мероприятия по технике безопасности, противопожарной безопасности, охране труда и охране окружающей природной среды

5.1 Охрана труда при подготовке и транспортировании газа

Для обеспечения безопасных условий труда при обслуживании оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию газа необходимо, прежде всего, соответствие оборудования условиям, возникающим при его эксплуатации, и требованиям, которые предъявляются к каждому виду этого оборудования, установке или к сооружению в целом правилами техники безопасности, строительными нормами и правилами.

Вместе с тем необходимо строжайшее соблюдение правил эксплуатации и правил безопасного обслуживания оборудования и сооружений. В частности, необходим систематический контроль над исправностью трапов, сепараторов, запорной и предохранительной арматуры, контрольно-измерительных приборов. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться не только общие правила техники безопасности при выполнении этих работ, но и дополнительные правила (ПБ 08-624-05, СН459-74, ЗД153-39-023-97), отражающие специфичность характера работ по ремонту оборудования и сооружений по сбору, сепарации, очистке и транспортированию газа.

Трапы, сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,07 МПа и выше, должны удовлетворять требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, регламентируемые ГОСТом (ГОСТ 12.2.085-082). Они оснащаются предохранительными клапанами, манометрами и устройствами для автоматического спуска жидкости. Аппараты, с помощью которых замеряется дебит жидкости, имеют, кроме того, уровнемерные стекла или заменяющие их уровнеуказатели. Уровнемерные стекла на трапах должны снабжаться отводами для продувки в закрытую емкость или заменяющие их уровнеуказатели.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы устанавливают с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними. Выкид предохранительного клапана имеет отвод, направляющий струю газа вверх.

У группы сепараторов с одинаковым рабочим давлением газ от предохранительных устройств может отводиться в общую линию (коллектор) на свечу, установленную на расстоянии не менее 25 м за пределами ограждения. Трапы, сепараторы и другие аппараты оборудуются лестницами и площадками для их обслуживания.

Газосборные сети, коллекторы и конденсатопроводы проектируются и сооружаются в соответствии с требованиями СНиПа (СНиП 3.05.02-88). Трубы газопроводов соединяют сваркой. Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах установки запорных устройств, компенсаторов, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также для установки контрольно-измерительных приборов.

Запорные устройства газопроводов (задвижки, краны) устанавливают в колодцах с крышками. При наземной установке запорные устройства ограждаются.

Канализационные колодцы и другие подземные сооружения, расположенные на производственной территории и вдоль газопровода на расстоянии до 15 м по обе стороны от него, проверяют на загазованность не реже трех раз в год, а в первый год эксплуатации - не реже одного раза в месяц. Проверка на загазованность осуществляется посредством газоанализатора. Результаты проверки записываются в журнал.

При обнаружении газа в каком-либо из этих сооружений газопровод отключают, выявляют место утечки газа и проводят ремонтные работы. Кроме того, проверяют на загазованность все другие подземные сооружения, а также здания, расположенные на расстоянии 15 м по трассе газопровода.

Осмотр газопроводов и проверка их на герметичность, а также замер электрических потенциалов (на подземных газопроводах) осуществляются по графику, утвержденному руководителем предприятия, ответственным за их эксплуатацию. Графиком предусматривается проверка газопроводов на герметичность через три года после ввода их в эксплуатацию, а в последующее время - не реже одного раза в пять лет.

Продувка и испытание вновь сооружаемых газопроводов осуществляются под руководством комиссии. Порядок проведения этих работ устанавливается инструкцией, в которой отражаются последовательность и способы выполнения работы. Персонал, занятый продувкой и испытанием газопровода, до начала работы проходит дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ. Определяется зона оцепления газопровода. Находящиеся в этой зоне воздушные линии электропередачи отключают.

Газопроводы испытывают гидравлическим способом, сжатым воздухом или газом. Если при испытании используется газ, который не имеет запаха, или воздух, то его одорируют. Газопровод, испытанный воздухом, можно вводить в эксплуатацию только после вытеснения воздуха газом. Вытеснение считается законченным, если содержание кислорода в газе, заполнившем газопровод, не превышает 2 %.

Ликвидация порывов газопроводов, ремонт и замена запорных устройств относятся к числу газоопасных работ, и выполняются с соблюдением соответствующих правил и инструкций.

Газоопасные работы - это работы, которые выполняют в загазованной среде, а также работы, при которых возможен выход газа из газопроводов или аппаратов, в частности:

а) продувка газопроводов и испытание их газом;

б) присоединение вновь сооруженных газопроводов к действующим;

в) ликвидация гидратных отложений в газопроводах путем заливки растворителей или подогрева с последующей продувкой;

г) ревизия газопроводов, газового оборудования и арматуры и устранение выявленных недостатков;

д) ликвидация разрывов газопроводов путем установки временных хомутов, врезки катушек и другими способами.

При выполнении указанных работ не исключается возможность взрывов газовоздушной смеси, пожаров, отравления газом и других несчастных случаев. В связи с этим газоопасные работы выполняются под непосредственным руководством инженерно - технического работника.

Газовая резка и сварочные работы на действующих газопроводах проводятся при давлении газа 0,39-0,98 кПа. Для контроля над давлением в местах проведения работ устанавливается манометр. В случае снижения давления ниже 0,39 кПа или повышения его более 0,98 кПа резка или сварка прекращается.

В загазованных колодцах, помещениях, а также в загазованной атмосфере вне помещений ремонтные работы проводят в противогазах без применения огневых средств. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, а также в глубокие котлованы должны применяться металлические лестницы достаточной длины с приспособлениями для крепления их наверху. Спускающиеся в колодец или глубокий котлован должны надевать спасательные пояса. На поверхности земли с наветренной стороны во время проведения работ следует находиться не менее чем двум лицам для непрерывного наблюдения за работающими внизу. В руках наблюдающих должны быть концы веревок от спасательных поясов.

Газоопасные работы, как правило, выполняются в дневное время. Работы по ликвидации аварий проводят в любое время суток под непосредственным руководством инженерно - технического работника.

5.2 Охрана окружающей природной среды при подготовке и транспортировании газа

К основным источникам поступления вредных веществ в атмосферу относятся:

газоперерабатывающие заводы;

установки комплексной подготовки газа;

газовые скважины при их разгерметизации и продувках;

газоконденсатопроводы;

газопроводы.

Для уменьшения загрязнения воздушного бассейна газодобывающими предприятиями предусматривают различные технологические и организационно-технологические мероприятия.

К основным таким мероприятиям относятся:

правильный выбор материалов для оборудования, трубопроводов, арматуры, средств КИП и А, работающих в средах, содержащих кислые газы;

герметизация системы по добыче, транспорту и промысловой подготовке газа и углеводородного конденсата;

применение систем автоматических блокировок и аварийной остановки, обеспечивающих отключение оборудования и установок при нарушении технологического режима без разгерметизации системы;

применение в качестве топлива и для различных технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку на газоперерабатывающем заводе или локальных установках на промыслах;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте технологических установок и т.п. с последующим сжиганием в факелах.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородами и другими компонентами, содержащимися в газе, предусматривают сжигание газа в факелах. При эксплуатации факельных систем существует потенциальная опасность распространения фронта пламени от факельного ствола в факельные трубопроводы и даже до технологической установки. Для предотвращения распространения пламени устанавливают на подводящих к факельному стволу газопроводах огнепреградитель или гидрозатвор. Работу факельной системы считают удовлетворительной, если происходит полное и бездымное сгорание газов. Бездымное сжигание газов обычно достигают при смешивании их с водяным паром или подачей распыленной воды.

Рациональный метод очистки необходимо выбирать с учетом следующих требований:

минимального увеличения себестоимости основной продукции;

использования минимальных площадок для установки;

применение недорогих и недефицитных реагентов;

возможности непосредственного использования конечных продуктов или удобной их переработки;

полной автоматизации процесса в установке для очистки и гибкости к возможным колебаниям режимов;

минимального количества сернистых соединений в выбрасываемых из установки газах, обеспечения хорошего рассеивания в атмосфере.

Производственные объекты транспорта и хранения природного газа вносят значительный вклад в загрязнение атмосферного воздуха. Основная часть загрязнителей при нормальном режиме работы поступает в атмосферу в виде пара, газа из резервуаров и технологических аппаратов и при сливо-наливных операциях. Удельный вклад в загрязнение товарно-сырьевых парков, например, составляет около 50 % общего объема потерь.

Заключение

В данной работе автором были описаны процессы, связанные с подготовкой газа к транспорту, весь комплекс основных работ связанных с подготовкой газа к транспорту. Раскрыты и описаны процессы осушки и низкотемпературной сепарации.

По результатам проведённого анализ возможных технологических процессов подготовки газа, наиболее приемлемым является метод низкотемпературной сепарации. Этот технологический процесс используется в настоящий момент. Ввиду того, что газ Анивских месторождений имеет незначительное содержание сероводорода и двуокиси углерода, он не требует операций по отделению выше указанных компонентов, так же нет необходимости подвергать газ отбензиниванию, так как газа на 94 - 96 % состоит из метана и получение пропан-бутановых и более тяжёлых фракций не имеет экономической эффективности.

Исходя из выше сказанного, газ требуется подвергать осушке и удалению песка, выносимого с забоя. Применение ТЭГ и ДЭГ потребовали бы установки регенерации, что увеличило бы капитальные затраты и как следствие - стоимость газа для потребителя. Применяемый метод НТС в две ступени обеспечивает отделение пластовой воды от газа, механические примеси отделяются уже на первой ступени, понижение температуры газа происходит за счёт дросселирования, в качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.

Показатели экономической эффективности разработки и освоения Петропавловской площади говорят о том, что проект не коммерческий и вложенные средства не скоро дадут отдачу и могут приносить доход. Однако учитывая социальный статус проекта - это сдерживание роста энергетических тарифов, создание рабочих мест, развитие малой энергетики и промышленности Сахалинской области в целом, проект необходим и целесообразен.

Список используемой литературы

Бараза В. И. Сбор, подготовка и транспортирование нефтяного газа. - М.: Недра, 1987. - 259 с.

Байков Н. М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. - 260 с.

Бекиров Т. М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.

Экономика предприятия: Учебник/Под ред. проф. О. И. Волкова. - 2 - е изд., перераб. и доп. - М.: ИНФРА - М, 1999 - 520 с.

Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер - Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, - 880 с.

Гвоздев Б. П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: справочное пособие. - М.: Недра, 1988. - 574 с.

Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов/Под ред. М.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 301 с.

Повышение эффективности процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды: Сборник научных трудов ВНИИ по сбору, подготовки и транспорту нефти и нефтепродуктов/ Под. ред. А. Г. Гумеров. - Уфа, 1988. - 166с.

Касельман Г.С. Защита окружающей среды при добыче, транспортировке и хранения нефти и газа/Касельман Г.С., Махмудбеков Э.А. - М.: Недра, 1981. - 204 c.

Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти газа и воды. - 3-е изд., - М.: Недра, 1983. - 223 с.

Базовое оборудование, приборы и арматура: Справочное пособие/Под. ред. Н.И. Рябцева - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985, - 527 с.

Шарипов А.Х. Охрана труда в нефтяной промышленности/Шарипов А.Х., Алыкин Ю.П. - М.: Недра, 1991. - 221 с.

Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 308 с.

Подсчет запасов Восточно-Луговского месторождения газа острова Сахалина на 1.1.73 г. Ю-Сахалинск, 1973.

Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1971. - 104 с.

СНиП 3.05.02-88.

 Приложение А Общая часть

Рисунок А 1 Обзорная карта

Точками 4 - 12 на карте обозначена Петропавловская площадь

Приложение А

Рисунок А 2 - Схема тектонической зональности и перспектив газоносности Анивского района

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Региональные поднятия и прогибы:

А - Анивский прогиб

Б - Макаровский прогиб

В - Камышовая моноклиналь

Г - Чеховский прогиб

Д - Сусунайский горстовый массив

Е - Крильонское поднятие

Зональные структуры Анивского прогиба:

I - Предперевальная синклинальная зона

II - Владимир-Успеновская антиклинальная зона

III - Лозинская антиклинальная зона

IV - Луговская антиклинальная зона

V - Песчанская моноклинальная зона

VI - Соловьёвский горст

VII - Корсаковское «плато»

Основные тектонические особенности зональных

структур Анивского прогиба:

приразломные интенсивно дислоцированные структуры (Предперевальная,

Владимир-Успеновская, Лозинская)

приразломная умеренно дислоцированная структура (Луговская)

моноклинальная структура (Песчанская)

погребённая горстовая структура (Соловьёвская)

инверсионная складчатая структура (Корсаковское «плато»)

Выходы докайнозойских комплексов:

верхнего мела

палеозой-мезозоя

палеозой-мезозоя - под маруямскими отложениями

Нефтегазопоисковая перспективность земель:

высокоперспективные

перспективные II степени

малоперспективные

невыясненных перспектив

бесперспективные

Наиболее значительные дизъюнктивы:

Центрально-Сахалинский разлом

установленные нарушения

предполагаемые

- Номера локальных антиклинальных структур

( 1 - установленных, 2 - прогнозируемых):

Северо-Луговская 12. Троицкая

Лютогская 13. Успеновская

Луговская 14. Малинковская

Благовещенская 15. Лозинская

Заречная 16. Зеленодольская

Южно-Луговская 17. Бачинская

Восточно-Луговская 18. Христофоровская

Рыбачья 19. Мицулёвская

Нижне-Малинковская 20. Дачная

Южно-Таранайская 21. Ковровская

Южно-Владимирская 22. Тарасовская

Приложение А

Таблица А 1 - Оценка запасов месторождения

	Глубина нижних отверстий перфорации, м	Приток сухого газа, тыс. м3/сут.	Площадь газоносности залежи, км2	Газонасыщенная толщина залежи, м	Перспективные ресурсы природного газа, млн. м3
Луговская структура:
горизонт III	700	19,8	0,52	10	32,6
Лютогская структура:
горизонт XI	1160 - 1365	4,2	1,5 - 0,656	80 - 32	1878 - 323
горизонт XII
горизонт XIII	1310 - 1430		1,7 - 0,75

Приложение Б Технологическая часть

Таблица Б 1 - Основные показатели качества газа

Показатель	Для газа, подаваемого коммунально-бытовым потребителям	Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы
Теплота сгорания, кДж/м3	39400 - 52000	-
Допустимое отклонение теплоты сгорания от номинального значения, %, не более		-
Содержание в газе:
Меркаптановой серы	0,036	0,036
Сероводорода	0,02	0,02
Механических примесей	0,001	0,003
Объемная доля кислорода, %, не более	1,0	1,0
Интенсивность запаха при объемном содержании газа в воздухе 1 %, балл, не менее

Приложение Б

Рисунок Б 1 - Равновесное влагосодержание природного газа при различных температурах и давлениях

Приложение Б

Таблица Б 2 - Достоинства и недостатки гликолевых осушителей

Достоинства	Недостатки
ДЭГ
Высокая гигроскопичность, хорошая стабильность в присутствии сернистых соединений, кислорода и СО2 при обычных температурах. Концентрированные растворы не затвердевают.	Потери от уноса выше, чем при применении ТЭГ. При регенерации трудно получить растворы с концентрацией ДЭГ выше 95%. Депрессия точки росы меньше, чем при осушке газа ТЭГ. Высокая стоимость.
ТЭГ
Высокая гигроскопичность. Обеспечивается высокая депрессия точки росы осушаемого газа (27,8 - 47,30С), хорошая стабильность в присутствии сернистых соединений, кислорода и СО2 при обычных температурах. При регенерации достаточно легко получаются растворы с концентрацией активного вещества 99%. Концентрированные растворы не затвердевают. Летучесть ТЭГ меньше, чем ДЭГ	Необходимы большие капитальные затраты. Растворы ТЭГ обладают повышенной склонностью к пенообразованию в присутствии легких углеводородных жидкостей. Растворимость углеводородов в ТЭГ выше, чем ДЭГ
Раствор 10 - 30% МЭА, 60 - 85% ДЭГ, 5 - 10% воды
Абсорбент извлекает из газа воду, СО2 и Н2S, т. е. одновременно осушает и очищает газ. Низкая склонность к пенообразованию.	Потери от уноса выше, чем в случае применения ТЭГ. Используется только для осушки и очистки кислых газов. Адсорбент вызывает коррозию металлов при температурах регенерации, обеспечивает низкую депрессию точки росы газа.

Приложение Б

Рисунок Б 2 - Равновесная точка росы газа по влаге над растворами этиленгликоля различной концентрации

Цифры на прямых - содержание этиленгликоля в растворе, % масс

Приложение Б

Рисунок Б 3 - Равновесная точка росы газа по влаге над раствором ДЭГ различной концентрации. Цифры на прямых - содержание ДЭГ в растворе, % масс

Приложение Б

Рисунок Б 4 - Равновесная точка росы газа по влаге над раствором ТЭГ различной концентрации. Цифры на прямых - содержание ТЭГ в растворе, % масс

Приложение Б

Рисунок Б 5 - Принципиальная схема абсорбционно-десорбционного процесса

I - сырьевой газ; II - газ, освобожденный от целевых компонентов; III - регенерированный абсорбент; IV - насыщенный абсорбент; V - целевые компоненты; VI - десорбирующий агент; 1 - абсорбер; 2 - воздушный (водяной) холодильник; 3 - насос, соединенный с гидравлической трубой; 4 - промежуточная емкость; 5 - теплообменник; 6 - десорбер.

Описание абсорбционно - десорбционного процесса.

Обычно абсорбция и десорбция объединяются в единый производственный процесс. В процессе абсорбции при повышенном давлении и пониженной температуре в массообменном аппарате - абсорбере осуществляется поглощение целевых компонентов специально подобранным растворителем-абсорбентом. Абсорбент с растворенными в нем целевыми компонентами называется насыщенным или отработавшим. Насыщенный абсорбент направляется на десорбцию, т. е. удаление из него целевых компонентов в результате снижения давлении и повышения температуры. Процесс десорбции осуществляется в массообменных аппаратах, называемых десорберами, конструктивно мало отличающихся от абсорберов. Абсорбент, освобожденный в процессе десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным. Регенерированный абсорбент после охлаждения снова подается насосом на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутый абсорбционно-десорбционный процесс.

Исходный газ линии I подается в нижнюю часть абсорбера -1. поднимаясь вверх абсорбера, газ контактирует с абсорбентом, стекающим по тарелкам (насадке) сверху вниз, и в результате массообмена целевые компоненты из газа переходят в жидкость-абсорбент. С верха абсорбера уходит газ линии II, освобожденный от целевых компонентов, снизу - насыщенный абсорбент линии IV.

Насыщенный абсорбент поступает в турбину -3, где снижается его давление с давления абсорбции до давления десорбции. Турбина -3 служит приводом насоса, что существенно снижает энергетические затраты на перекачку абсорбента. Насыщенный абсорбент после снижения давления поступает в теплообменник -5 с целью повышения его температуры и далее в верхнюю часть десорбера -6. В нижнюю часть десорбера -6 подается горячий десорбирующий агент линии VI, предназначенный для снижения парциального давления целевых компонентов в газовой фазе с целью повышения движущей силы массопередачи. Из верхней части десорбера -6 уходят целевые компоненты линии V, из нижней - регенерированный абсорбент лини III. Регенерированный абсорбент после рекуперации теплоты в теплообменнике -5 через промежуточную емкость -4 насосом через воздушный или водяной холодильник -2 возвращается в абсорбер -1.

Приложение Б

Рисунок Б 6 - Принципиальная схема адсорбционного процесса

Описание адсорбционного процесса.

Сырьевой поток линии I поступает во входной сепаратор -1, где отделяется капельная жидкость. Попадание капельной жидкости в слой адсорбента вызывает механическое разрушение адсорбента или снижение его адсорбционной активности. Отсепарированный сырьевой поток направляется в один из адсорберов, в данном случае в адсорбер -4. Пройдя слой адсорбента, сырьевой поток освобождается от целевых компонентов и направляется в теплообменник -6 для охлаждения регенерационного газа. Оттуда газ линии V направляется потребителю или на дальнейшую переработку. Из сырьевого потока отбирается поток регенерационного газа линии II в количестве 15 - 30 %. В стадии десорбции регенерационный поток проходит через нагреватель -2 и поступает в адсорбер -5, где адсорбированные компоненты переходят из слоя адсорбента в регенерационный паток. По выходе из адсорбента регенерационный газ линии III охлаждается в теплообменнике -6 для конденсации целевых компонентов. В сепараторе -7 отделяются сконденсированные целевые компоненты линии IV, а отсепарированный газ поступает в сырьевой паток при открытом цикле регенерации (ОЦ) либо в регенерационный паток при закрытом цикле регенерации (ЗЦ). В стадии охлаждения регенерационный паток линии II проходит по обводной линии -3 и в холодном виде поступает в адсорбер -5, где охлаждает слой адсорбента до температуры адсорбции, сам при этом нагреваясь. После охлаждения в теплообменнике -6 и сепарации газ возвращается либо в сырьевой поток, либо в регенерационный.

Для предупреждения засорения слоя адсорбента слабо десорбируемыми компонентами направление движения регенерационного потока обычно противоположно направлению сырьевого потока.

При насыщении слоя в адсорбере -4, его переключают на цикл регенерации, а адсорбер -5 к этому времени должен быть готов к циклу адсорбции. Время регенерации должно быть равно времени адсорбции либо быть меньше. Переключение адсорберов происходит автоматически. Для организации непрерывного производственного процесса требуется как минимум два совершенно одинаковых адсорбера. При выделении из сырьевого потока целевых компонентов с небольшим временем проскока иногда в схему установки включаются три адсорбера, при этом разделяются стадии десорбции (нагрева) и охлаждения. В этом случае один адсорбер находится в цикле адсорбции, второй адсорбер - в стадии нагрева и третий - в стадии охлаждения. После завершения цикла адсорбции сырьевой поток направляется в третий адсорбер, второй адсорбер вступает в стадию охлаждения, первый - в стадию нагрева. Переключение адсорберов осуществляется в соответствии с циклическим графиком работы.

Приложение Б

Рисунок Б 7 - Принципиальная технологическая схема НТС.

I - газ со скважин; II - отсепарированный газ; III - регенерированный ингибитор гидратообразования; IV - сырой конденсат и водный раствор ингибитора; V - газ выветривания конденсата; VI - раствор ингибитора на регенерацию; VII - сдросселированный конденсат на рекуперацию холода и стабилизацию; VIII - конденсат после теплообмена; 1 - входной сепаратор первой ступени; 2 - теплообменник типа «газ - газ»; 3 - теплообменник типа «газ - конденсат»; 4 - дроссель; 5 - низкотемпературный сепаратор; 6 - сепаратор сырого конденсата: УРИГ - установка регенерации ингибитора гидратообразования; УСК - установка стабилизации конденсата; ХМ - испаритель холодной машины.

Описание технологической схемы НТС.

Сырой газ со скважин по линии I поступает на первую ступень сепарации -1, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и выпавший сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в теплообменники -2, -3 для рекуперации холода сдросселированных газа и конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками подается гликоль или метанол. Охлажденный газ из теплообменников при наличии свободного перепада давления проходит расширительное устройство -4 - дроссель либо детандер; при отсутствии достаточного перепада давления - испаритель холодильной машины XM. В низкотемпературном сепараторе -5 из потока газа выделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды, водный раствор ингибитора гидратообразования и отводятся по линии IV. Газ из сепаратора -5 через теплообменник -2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза по линии IV через дроссель -4 поступает в трехфазный сепаратор -6, откуда газ выветривания по линии V эжектором возвращается в основной поток, водный раствор ингибитора по линии VI поступает на регенерацию, а выветренный конденсат по лини VII через теплообменник -3 - на стабилизацию в УСК.

Приложение Б

Рисунок Б 8 - Зависимость коэффициента извлечения нормального пентана из газов различного состава от температуры сепарации ()Приложение Б

Рисунок Б 9 - Газосепаратор центробежный с цилиндрическим сборником жидкости:

1 - корпус; 2 - сборник жидкости; 3 - завихритель; 4 - выход газа; 5 - подогреватель; 6 - регулирующее устройство.

Приложение Б

Рисунок Б 10 - Газосепаратор центробежный с шаровым сборником жидкости:

1 - корпус; 2 - сборник жидкости; 3 - завихритель; 4 - выход газа; 5 - подогреватель; 6 - регулирующее устройство.

Приложение Б

Рисунок Б 11 - Жалюзийный газосепаратор:

1 - корпус; 2 - днище; 3 - опора; 4 - насадка; 5 - подогреватель; 6 - лист защитный.

Приложение Б

Рисунок Б 12 - Сетчатый газосепаратор с фланцевым разъёмом (тип I):

1 - корпус; 2 - днище; 3 - опора; 4 - подогреватель; 5 - насадка; 6 - коагулятор.

Приложение Б

Рисунок Б 13 - Сетчатый газосепаратор (тип II):

1 - корпус; 2 - днище; 3 - опора; 4 - подогреватель; 5 - насадка; 6 - коагулятор; 7 - лист защитный.

Приложение Б

Рисунок Б 14 - Вертикальный нефтегазовый сепаратор с тангенсальным вводом

В вертикальном нефтегазовом сепараторе с тангенциальным вводом, нефтегазовый поток через патрубок -15 поступает тангенциально (по касательной к корпусу) в среднюю часть сепаратора. В результате тангенциального ввода поток получает вращательное движение; под действием возникшей центробежной силы жидкость отбрасывается на стенки сепаратора и по ним стекает в его нижнюю часть, а газ по центральной части сепаратора поднимается вверх. В месте ввода потока в сепаратор установлен кожух -4.

Газ, поднимаясь в каплеуловительную секцию, встречает на своем пути каплеотбойные тарелки -2, которые изменяют направление его движения, за счет чего отделяются захваченные газом частицы нефти. Эти частицы прилипают к поверхности тарелок и по мере накопления постепенно стекают в виде пленки в нижнюю сборную секцию. Пройдя каплеуловительные тарелки, газ поступает в трубу -3, расположенную в центре аппарата, и далее через патрубок -5 отводится в газопровод. Нефть, скапливающаяся в нижней части аппарата, отводится из него через патрубок -10 и клапан -11 в нефтесборный коллектор.

Механические примеси оседают на дно сепаратора и удаляются из него по трубе -7 или через вваренный в днище патрубок -5. Для подогрева жидкости внутри аппарата помещен змеевик -9. Газоотводная труба -3 имеет второй патрубок -13, на котором устанавливается предохранительный клапан -14. Патрубок -1 закрывается предохранительной диафрагмой, рассчитанной на максимальное допустимое давление в сепараторе. Люк -12 предназначен для установки поплавкового регулятора уровня -6 и служит также для внутреннего осмотра аппарата.

Приложение Б

Рисунок Б 15 - Вертикальный нефтегазовый сепаратор с радиально-щелевым вводом

Приложение В Проектно - расчетная часть

Перечень нормативных документов:

ВНТП 01-81 «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа». Саратов 1981 г.;

СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа», Москва, 1981 г.;

СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов», Москва 2000 г.;

ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы». Часть I. Газопроводы. Раздел 5. Газораспределительные и газоизмерительные станции. Москва, 1985 г.;

«Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности», Москва 2000 г.;

ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка», Москва, 1989 г.;

ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция», Москва, 1989 г.;

ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание», Москва 1989 г.;

ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ», Москва, 1989 г.;

РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности». Москва 1993 г.

Приложение В

Рисунок В 1 - Схема установки подготовки газа

Приложение В

Рисунок В 2 - Эскиз жалюзийной насадки сепаратора:

а - для аппаратов диаметром 800 и 1000 мм;

б - для аппаратов диаметром 1200 и 1600 мм.

Приложение В

Рисунок В 3 - График зависимости коэффициента Се учитывающий влияние начального содержания жидкости на критическую скорость газа в насадке, от содержания жидкости (при ):

1 - для жалюзийного сепаратора; 2 - для сетчатого сепаратора.

Приложение В

Рисунок В 4 - График зависимости коэффициента устойчивости режимов течения газожидкостной смеси от давления для сетчатого сепаратора

Приложение В

Рисунок В 5 - График зависимости коэффициента устойчивости режимов течения газожидкостной смеси от давления для жалюзийного сепаратора

Приложение В

Рисунок В 6 - График зависимости коэффициента устойчивости режимов течения газожидкостной смеси от давления для центробежного регулируемого сепаратора

Приложение В

Рисунок В 7 - График зависимости коэффициента устойчивости режимов течения газожидкостной смеси от давления для вертикальной сетчатой насадки центробежного регулируемого сепаратора

Приложение В

Рисунок В 8 - Эскиз вертикального сборника жидкости

Приложение В

Рисунок В 9 - Эскиз компоновки сетчатого (жалюзийного) сепаратора с выносным горизонтальным сборником жидкости: 1 - газовый сепаратор; 2 - сборник жидкости.

Приложение В

Рисунок В 10 - Эскиз газового сепаратора центробежного регулируемого

Приложение В

Рисунок В 11 - График зависимости скорости движения газа в штуцере от давления:

1 - оптимальная скорость движения газа;

2 - допускаемая максимальная скорость движения газа;

3 - допускаемая минимальная скорость движения газа.

Приложение В

Рисунок В 12 - Эскиз конструкции газового сепаратора сетчатого с горизонтальным коагулятором

Приложение В

Рисунок В 13 - Эскиз конструкции газового сепаратора сетчатого с вертикальным коагулятором

Приложение В

Рисунок В 14 - Конструкция и основные размеры жалюзийного листа

Приложение В

Рисунок В 15 - Общий вид графической зависимости производительности газового сепаратора от давления

Приложение В

Рисунок В 16 - График зависимости коэффициента сопротивления сетчатого коагулятора от относительной скорости :

WКР - критическая скорость потока газа в горизонтальной сетке.

Приложение В

Рисунок В 17 - Зависимость коэффициента сопротивления входного участка центробежного регулируемого сепаратора от относительной скорости в сепараторе :

WКР - критическая скорость потока газа в центробежном регулируемом сепараторе.

Приложение В

Таблица В 9 - Значение коэффициентов А и В для расчёта влагосодержания

Темпера тура, К	А	В	Темпера тура, К	А	В	Темпера тура, К	А	В
223 235 237 239 241 243 245 247 249 251 253 255 257 259 261 263 265 267 269 271 273 275 277 279	0,01451 0,01780 0,02189 0,02570 0,03235 0,03980 0,04715 0,05660 0,06775 0,08030 0,09600 0,1144 0,1353 0,1590 0,1868 0,2188 0,2550 0,2990 0,3480 0,4030 0,4670 0,5400 0,6225 0,7150	0,00347 0,00402 0,00465 0,00538 0,00623 0,00710 0,00806 0,00921 0,01043 0,01168 0,01340 0,01510 0,01705 0,01927 0,02115 0,02290 0,02710 0,03035 0,03380 0,03770 0,04180 0,04640 0,05150 0,05710	281 283 285 287 289 291 293 295 297 299 301 303 305 307 308 311 313 315 317 319 321 323 325 327	0,8200 0,9390 1,0720 1,2390 1,3940 1,5750 1,7870 2,0150 2,280 2,550 2,870 3,230 3,610 4,050 4,520 5,080 5,626 6,270 6,925 7.870 8,529 9,400 10,300 11,400	0,0630 0,0696 0,0767 0,0855 0,0930 0,1020 0,1120 0,1227 0,1343 0,1453 0,1695 0,1740 0,1895 0,207 0,224 0,242 0,253 0,285 0,310 0,335 0,363 0,391 0,422 0,454	329 331 333 335 337 339 341 343 345 347 349 351 353 355 357 359 361 363 365 367 369 371 373 383	12,60 13,80 15,20 16,65 18,33 20,05 21,90 23,85 26,00 28,30 30,60 33.50 35.30 39,40 42,70 46,20 50,10 53,75 58,25 62,40 67,20 72,50 77,60 109,30	0,487 0,521 0,562 0,599 0,645 0,691 0,741 0,793 0,841 0,902 0,965 1,023 1,083 1,148 1,205 1,250 1,290 1,327 1,377 1,405 1,445 1,487 1,530 2,620

Приложение В

Таблица В10 - Зависимость равновесных температур гидратообразования от относительной плотности газа и давления

P, кг/см2	0,56	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
10	-22,5	0,2	3,0	4,8	6,4	7,4
20	-6,6	5,6	8,4	10,0	11,2	12,2
30	1,2	8,8	11,6	13,0	14,1	15,1
40	3,8	11,2	13,9	15,4	16,4	17,1
50	5,6	13,0	15,6	17,0	17,5	18,2
60	7,5	14,4	17,0	18,1	18,5	19,0
70	8,8	15,7	18,2	18,8	19,2	19,8
80	10,1	16,8	18,8	19,5	20,0	20,4
90	11,2	17,6	19,5	20,1	20,4	20,9
100	12,2	18,6	20,1	20,6	21,0	21,5
110	12,8	19,1	20,4	20,9	21,4	21,8
120	13,5	19,5	20,6	21,2	21,6	22.1
130	14,2	20,0	21,0	21,6	22,0	22,5
140	15,0	20,4	21,4	22,0	22,4	22,9
150	16,6	20,6	21,8	22,4	22,8	23,2
160	16,2	20,9	22,0	22,6	23,0	23,8
170	16,7	21,2	22,4	22,9	23,4	23,8
180	17,2	21,6	22,5	23,2	23,6	24,0
190	17,6	21,8	22,9	23,4	23,9	24,3
200	18,0	22,0	23,1	23,6	24,2	24,5
220	18,8	22,5	23,5	24,2	24,6	25,0
240	19,5	23,0	24,0	24,6	25,0	25,4
260	20,4	23,4	24,5	25,0	25,5	25,8
280	20,8	23,8	24,9	25,4	25,8	26,2
300	21,2	24,0	25,1	25,6	26,0	26,5

Приложение В

Рисунок В 18 - Значение коэффициента распределения метанола при различных температурах и давлениях (для газовых месторождений)

Приложение В

Рисунок В 19 - Поправка на содержание метанола в жидкой фазе С2, % вес

Приложение Г Экономическая часть.

Динамика роста объемов добычи газа.

Приложение Г

Таблица Г 1 - Потребности в природном газе

№ п/п	Наименование потребителя	Потребность в природном газе с разбивкой по месяцам /тыс. м3/	Мощность УПГ, млн. м3 в год
		Всего	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
1	ООО "Южный Альянс"	2656,9	486,6	419,4	384,8	263,7	145,8	2,5	2,5	2,5	2,5	200,2	315,7	430,7
2	ООО "Картас-Анива"	172,4	9,6	12,0	10,0	4,0	2,0	1,0	2,0	77,8	31,8	5,2	9,0	8,0
3	ООО "ЭСКО"	10947,0	1838,0	1633,0	1543,0	1203,0	872,0	7,0	7,0	7,0	38,0	868,0	1238,0	1693,0
4	ООО "Резон Плюс"	21,0	2,5	2,5	2,5	2,5	1,5	0,7	0,7	0,7	1,4	1,5	2,0	2,5
5	ФГУ "Сахалинрыбвод"	26,5	4,0	3,5	3,5	3,5	1,0	0,5	0,0	0,0	1,5	2,0	3,0	4,0
6	ОАО "СКК"	11280,0	3635,0	3285,0	708,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	3652,0
7	ИП Алексеев А.А.	165,0	30,0	30,0	15,0	15,0	15,0	0,0	0,0	0,0	0,0	20,0	20,0	20,0
8	ЗАО "Южсахмежрайгаз"	900,0	81,0	75,0	65,0	45,0	22,0	21,0	11,0	10,0	15,0	48,0	60,0	78,0
10	ЗАО "Северная Звезда"	649,0	52,0	47,0	57,0	57,0	57,0	52,0	52,0	52,0	52,0	57,0	57,0	57,0
11	ОАО "САПКОЭР"	39,1	5,0	4,5	5,0	4,8	5,0	0,0	0,0	0,0	0,0	5,0	4,8	5,0
12	ООО "Газсервис"	351,0	17,0	17,0	17,0	20,0	20,0	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	30,0	30,0
13	ООО "Вилмаг иК"	280,0	40,0	40,0	40,0	40,0						40,0	40,0	40,0
	ИТОГО по заключенным договорам	27487,9	6200,7	5568,9	2850,8	1658,5	1141,3	124,7	115,2	190,0	182,2	1286,9	1779,5	6020,2
	Наиболее перспективные дополнительные объемы поставок
1	ФАР-ИСТ СТАР	118,3	22,5	20,0	17,5	10,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	8,3	15,0	25,0
2	ООО "Холдинговая компания "Консоль"	4,8	0,3	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
3	АТП №4	400,0	80,0	70,0	60,0	20,0	15,0	5,0	5,0	5,0	5,0	15,0	35,0	85,0
4	ООО "Анивский залив"	140,5	45,3	40,9	8,8	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	45,5
5	ЗАО "Солод"	420,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0
6	ОАО "Молочный комбинат Южно-Сахалинский	3500,0	300,0	300,0	300,0	287,5	287,5	287,5	287,5	287,5	287,5	287,5	287,5	300,0
7	ОАО "Ликероводочный завод"	1800,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0
8	ООО СКФ "Сфера" + город (25 Мвт) (с марта 2008 года)	50000,0	4166,0	4166,0	4166,0	4166,0	4167,0	4167,0	4167,0	4167,0	4167,0	4167,0	4167,0	4167,0	84 -120 (поставка Сфере с марта по ноябрь)
	ИТОГО	56383,5	4949,1	4932,4	4887,7	4818,9	4804,9	4794,9	4794,9	4794,9	4794,9	4813,2	4839,9	4957,9
	ВСЕГО с перспективными проектами	83871,4	11149,8	10501,3	7738,5	6477,4	5946,2	4919,6	4910,1	4984,9	4977,1	6100,1	6619,4	10978,1	132
	В процентах к году	100,0	13,3	12,5	9,2	7,7	7,1	5,9	5,9	5,9	5,9	7,3	7,9	13,1
	Дополнительные объекты г. Южно-Сахалинска, в том числе предложения города
1	ГУСП "Совхоз "Тепличный"	11500,0	2140,0	1920,0	1580,0	990,0	690,0	290,0	240,0	240,0	150,0	520,0	990,0	1750,0	160
2	ГУСП "Птицефабрика "Островная"	3003,8	546,1	594,8	462,4	262,2	122,1	821,5	813,6	682,8	855,5	852,9	204,4	408,6
3	Аэропорт	1464,7	275,4	210,9	156,7	133,3	102,5	33,7	33,7	33,7	33,7	102,5	156,7	190,4
4	ФГОИК 1	6611,0	1242,9	952,0	707,4	601,6	462,8	152,1	152,1	152,1	152,1	462,8	707,4	859,4
5	ГК "Орленок"	7103,0	1335,4	1022,8	760,0	646,4	497,2	163,4	163,4	163,4	163,4	497,2	760,0	923,4
6	Пивзавод "Колос"	3783,0	711,2	544,8	404,8	344,3	264,8	87,0	87,0	87,0	87,0	264,8	404,8	491,8
7	Хлебзавод	6237,0	1172,6	898,1	667,4	567,6	436,6	143,5	143,5	143,5	143,5	436,6	667,4	810,8
8	ООО "Бриллиант"	3085,0	580,0	444,2	330,1	280,7	216,0	71,0	71,0	71,0	71,0	216,0	330,1	401,1
9	ООО "Экспромт"	2400,0	451,2	345,6	256,8	218,4	168,0	55,2	55,2	55,2	55,2	168,0	256,8	312,0
10	ОАО "ДЭМ"	3193,0	600,3	459,8	341,7	290,6	223,5	73,4	73,4	73,4	73,4	223,5	341,7	415,1
11	Завод им. Федотова	3900,0	733,2	561,6	417,3	354,9	273,0	89,7	89,7	89,7	89,7	273,0	417,3	507,0
12	Отопительные котельные (4 ед)	6890,0	1295,3	992,2	737,2	627,0	482,3	158,5	158,5	158,5	158,5	482,3	737,2	895,7	210
13	Жилой сектор западнее р. Сусуя	8060,0	1515,3	1160,6	862,4	733,5	564,2	185,4	185,4	185,4	185,4	564,2	862,4	1047,8	228
14	Частные коттеджи в других районах города	27040,0	5083,5	3893,8	2893,3	2460,6	1892,8	621,9	621,9	621,9	621,9	1892,8	2893,3	3515,2	288
15	Жилые дома перспективной застройки по Программе ….	50500,0	9494,0	7272,0	5403,5	4595,5	3535,0	1161,5	1161,5	1161,5	1161,5	3535,0	5403,5	6565,0	348
	ИТОГО	144770,5	27176,2	21273,2	15980,9	13106,5	9930,8	4107,6	4049,7	3918,9	4001,6	10491,6	15132,9	19093,3
	Всего с дополнительными объектами	228641,9	38326,1	31774,5	23719,5	19583,9	15877,0	9027,2	8959,8	8903,8	8978,7	16591,6	21752,3	30071,4	456
	Перспективные потребители Анивского района
I	г. Анива
1	Газификация промышленных предприятий (Промзона)	2200,0	184,0	184,0	184,0	184,0	183,0	183,0	183,0	183,0	183,0	183,0	183,0	183,0
2	ГТУ 8 МВт на ЦРК	8000,0	666,0	666,0	666,0	666,0	667,0	667,0	667,0	667,0	667,0	667,0	667,0	667,0
3	ГТУ 4 МВТ - 200 коттеджей	4000,0	334,0	334,0	334,0	334,0	333,0	333,0	333,0	333,0	333,0	333,0	333,0	333,0
II	с. Таранай
	Газификация жилых домов	700,0	131,6	100,8	74,9	63,7	49,0	16,1	16,1	16,1	16,1	49,0	74,9	91,0
III	с. Троицкое
	Газификация жилых домов	1300,0	244,4	187,2	139,1	118,3	91,0	29,9	29,9	29,9	29,9	91,0	139,1	169,0
	ИТОГО	16200,0	1560,0	1472,0	1398,0	1366,0	1323,0	1229,0	1229,0	1229,0	1229,0	1323,0	1397,0	1443,0
	Всего	244841,9	39886,1	33246,5	25117,5	20949,9	17200,0	10256,2	10188,8	10132,8	10207,7	17914,6	23149,3	31514,4	480

Приложение Г

Таблица Г 2 - План капитальных вложений по проекту

№№ п/п	Наименование объекта	Год начала строительства	План капитальных вложений по годам (с учетом дефлятора на соответствующий год)	Итого	Ожидаемый прирост объемов добычи/реализации	Ввод объекта в эксплуатацию
			2007	2008	2009	2010	2011	2012-2015	2016-2020
II	Освоение газовых месторождений Анивского района (Петропавлоская площадь), в том числе	2007	81,00	130,00	66,10	362,10	409,40	518,20	0,00	1566,80	110 млн. м3 газа в год	2013
	Бурение 3 поисково-оценочных скважин, из которых 2 предполагается перевести в эксплуатацию в том числе:	2007	81,00	130,00						211,00
	Перевод поисково-оценочных скважин в эксплуатационный фонд с проведением соответствующих работ по обустройству			6,00	6,50					12,50	90 тыс.м3 газа в сутки 30 млн. м3 в год	октябрь 2010 года
	Строительство и обустройство 5 эксплуатационных газовых скважин в том числе:	2007			66,10	72,50	76,70	167,00	0,00	382,30	225 тыс. м3 в сутки 80 млн. м3 в год
	Эксплуатационная скважина № 3				66,10					66,10	45 тыс. м3 газа в сутки 16 млн. м3 газа в год	2-3 квартал 2009 года
	Эксплуатационная скважина № 4					72,50				72,50	45 тыс. м3 газа в сутки 16 млн. м3 газа в год	2-3 квартал 2010 года
	Эксплуатационная скважина № 5						76,70			76,70	45 тыс. м3 газа в сутки 16 млн. м3 газа в год	2-3 квартал 2011 года
	Эксплуатационная скважина № 6							81,10		81,10	45 тыс. м3 газа в сутки 16 млн. м3 газа в год	2-3 квартал 2012 года
	Эксплуатационная скважина № 7							85,90		85,90	45 тыс. м3 газа в сутки 16 млн. м3 газа в год	2-3 квартал 2012 года
	Строительство УПГ "Петропавловское"	2010				120,00	127,00	134,00		381,00	Увеличение объема реализации газа на 45 млн. м3 в год
	Строительство газопровода УПГ "Петропавловское" ГРС с. Троицкое	2010				169,60	179,40	189,80		538,80	Увеличение объема реализации газа на 110 млн. м3 в год	октябрь 2012 года
	Реконструкция ГРС с. Троицкое с увеличенем производительности до 45 тыс. м3 в час	2011					26,30	27,40		53,70	Увеличение объема реализации газа на 110 млн. м3 в год	октябрь 2012 года

Приложение Г

Таблица Г 3 - Расчет амортизации основных средств

Объекты основных средств	Первоначальная стоимость, млн. руб.	Срок службы в годах	Размер амортизационных отчислений в год, млн. руб.
Годы	2008	2009-2011	2012-2027		2008	2009-2011	с 2012
Фонд скважин, узлы подготовки газа	400	400	1435	12	33	33	120
Газопроводы, ГРС	187	187	719	31	6	6	23
Итого	587	587	2154		39	39	143

Приложение Г

Таблица Г 4 - Расчет налога на добычу полезных ископаемых

Годы	Объем добычи газа, млн. м3	Ставка налога на добычу, руб. за 1 тыс. м3	Сумма налога, млн. руб.
2008	81	147	12
2009-2011	81	158	13
с 2012	210	187	39

Приложение Г

Таблица Г 5 - Эксплуатационные расходы в млн. руб. в год

	Наименование расходов	Годы	Примечание
		2008	2009-2011	с 2012
1	Численность работников, обслуживающих Ю-Луговское, В-Луговское, Петропавловское и Южно-Анивское УПГ, ГРС, чел.	44	46	86
2	Среднемесячная заработная плата работников УПГ и ГРС, тыс. руб.	20	22	36
3	Итого затрат на заработную плату работников, обслуживающих УПГ и ГРС, млн. руб.	9	10	31	стр. 1 х стр. 2/1000 руб
4	Производственные материалы, млн. руб.	1	1	2
5	Электроэнергия, млн. руб.	0,5	0,5	1
6	Содержание транспорта, млн. руб.	0,5	0,5	1
7	Налоги, млн. руб., в т.ч.:	27	28	94
	- ЕСН	2	3	8	стр. 3 х 26 %
	- НДПИ	12	13	39	См. таблицу Г 4
	- налог на имущество	13	13	47	2,2 % от первоначальной стоимости основных средств
8	Услуги сторонних организаций, млн. руб.	1	2	3
9	Капитальный ремонт основных средств, млн. руб.	10	15	20	См. таблицу Г 3
10	Итого производственных затрат	49	57	152	стр. 3 + стр. 4 + стр. 5 + стр. 6 + стр. 7 + стр. 8 +стр. 9
11	Общехозяйственные расходы, млн. руб.	5	6	15	10 % от суммы производственных затрат (стр 10 х 10 %)
12	Всего эксплуатационных расходов, млн. руб.	54	63	168	стр. 10 + стр. 11

Приложение Г

Таблица Г 4 - Тарифы на газ

№ п/п	Показатели	Единица измерения	Сумма, в т.ч. по годам
			2008	2009-2011	с 2012
1	Объем реализации природного газа, всего,	млн. м3	81	81	210
2	Затраты на добычу и транспортировку газа, в т.ч.	млн. руб.	92	102	311
2.1	Эксплуатационные расходы (см. табл)	млн. руб.	54	63	168
2.2	Амортизация основных средств (см таблицу № )	млн. руб.	39	39	143
3	Прибыль (рентабельность 15 %) (п. 2 х 15%)	млн. руб.	14	15	47
4	Итого стоимость газа	млн. руб.	106	117	358
5	Тариф на газ, без НДС (стр 2+стр3)/стр 1	руб. за 1 тыс. м3	1 30	1450	1700

Приложение Г

Таблица Г 5 - Расчет основных показателей финансовой эффективности проекта

Годы	Объем добычи, млн. м3	Цена газа, руб./тыс. м3	Выручка от реализации газа, млн. руб.	Эксплуатационные затраты, млн. руб.	Свободные денежные средства, млн. руб.	Свободные денежные средства нарастающим итогом, млн. руб.	Инвестиции, млн. руб.	Чистый денежный поток, млн. руб.	Чистый денежный поток нарастающим итогом, млн. руб.
2008	81	1300	105	54	51	51	211	-160	-160
2009	81	1450	117	63	54	106	66	-12	-171
2010	81	1450	117	63	54	160	362	-308	-479
2011	81	1450	117	63	54	215	409	-355	-833
2012	210	1700	357	168	189	404	518	-329	-1162
2013	210	1700	357	168	189	593		189	-973
2014	210	1700	357	168	189	782		189	-784
2015	210	1700	357	168	189	971		189	-595
2016	210	1700	357	168	189	1160		189	-406
2017	210	1700	357	168	189	1349		189	-217
2018	210	1700	357	168	189	1538		189	-28
2019	210	1700	357	168	189	1727		189	161
2020	210	1700	357	168	189	1916		189
2021	210	1700	357	168	189	2105		189

Размещено на Allbest.ru