Технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения

 

ВВЕДЕНИЕ

Система газоснабжения России - основополагающий элемент национальной экономики, от надежного и эффективного функционирования которого непосредственно зависит ее нормальная работа и жизнеобеспечение всех граждан России. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает значительную часть доходов бюджета, а также более 19% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа (45% в структуре экспорта топлива из России). В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) 410 млрд. куб. м газа, или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего рынка, начиная с 1998 года, стабильны и имеют тенденцию к некоторому росту (3,3% в год). Газ составляет 50% в структуре баланса первичных энергоносителей в стране и будет оставаться основным топливным ресурсом, но с постепенным сокращением его доли в потреблении топливно-энергетических ресурсов до 45% к 2011 году.

Динамичное развитие газового сектора способно обеспечить поступательное движение и другим отраслям экономики. В условиях наметившегося экономического подъема обеспечение газом платежеспособных российских потребителей представляется одной из основных задач по модернизации экономики и обеспечению ее поступательного развития.

Целью данной курсовой работы является технико-экономическое обоснование разработки газового месторождения в нефтегазовой компании.

Для достижения данной цели были поставлены следующие задачи:

дать краткую характеристику нефтегазовой компании;

провести расчет экономической эффективности разработки газового месторождения.

Объект исследования - ОАО «Сургутнефтегаз».

Выполнение данной курсовой работы дает возможность приобрести навыки в работе с нормативно-справочными материалами, технико- технологической документацией и экономическими показателями.

Для написания курсовой работы был использован практический и теоретический материал зарубежных и отечественных авторов.

РАЗДЕЛ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВОЙ КОМПАНИИ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

1.1 История создания и стратегия компании

«Сургутнефтегаз» - одна из крупнейших нефтяных компаний России, активно развивающая секторы разведки и добычи нефти и газа, переработку газа и производство электроэнергии, производство и маркетинг нефтепродуктов, продуктов нефте- и газохимии. На его долю приходится около 13% объемов добычи нефти в стране и 25% газа, добываемого нефтяными компаниями России.

На протяжении многих лет предприятие является лидером отрасли по разведочному, эксплуатационному бурению и вводу в эксплуатацию новых добывающих скважин.

В качестве вертикально-интегрированной компании ОАО «Сургутнефтегаз» присутствует на рынке немногим более 15 лет. Но у предприятий, вошедших в ее состав в период приватизации нефтяного комплекса России, достаточно богатая история: более чем 45-летний опыт добычи нефти, 43 года работы в сфере нефтепереработки, от 50 до 100 лет деятельности по нефтепродуктообеспечению.

Нефтегазодобывающее предприятие компании берет свое начало от нефтепромыслового управления «Сургутнефть», созданного в 1964 году. С его именем связано начало освоения Большой нефти Западной Сибири.

Предприятие создавалось практически на пустом месте, единственной артерией, связывавшей Сургут с внешним миром, была река Обь. В регионе не существовало ни одного здания в капитальном исполнении, ни одного километра дорог с твердым покрытием, а самым распространенным средством передвижения до начала 70-х годов здесь являлся вездеход.

Добыча нефти в первые годы разработки месторождений была сезонной - в теплое время года добытую нефть отправляли баржами по реке на Омский нефтеперерабатывающий завод. На зиму скважины останавливались.

С пуском в 1967 году нефтепровода Усть-Балык - Омск промыслы стали работать круглогодично.

Климат и ландшафт не позволяли использовать здесь традиционные способы прокладки дорог, бурения скважин, строительства трубопроводов, обустройства месторождений. Фактически нефтепромысловое управление «Сургутнефть» стало полигоном, где создавались и опробовались способы и методы разработки месторождений в сложных горно-геологических и климатических условиях - и своего рода кузницей кадров для всех нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

В конце 70-х годов Сургут стали называть «нефтяной столицей Сибири», он становится центром развития Севера Тюменской области. К этому времени в городе была создана самая мощная в Европе база электроэнергетики - Сургутская ГРЭС-1, работающая на попутном нефтяном газе, основана крупнейшая в регионе база стройиндустрии, проложена железная дорога, автомагистрали, построен аэропорт.

В октябре 1977 года Сургутнефтегаз получил статус многопрофильного производственного объединения, а в 1993 году объединение преобразовано в акционерное общество открытого типа.

Акционерное общество открытого типа "Нефтяная компания "Сургутнефтегаз" учреждено на основании Постановления Совета Министров РФ №271 от 19 марта 1993 года. В состав компании были включены следующие предприятия: ПО "Сургутнефтегаз", "Киришинефтеоргсинтез", нефтебазы "Ручьи" и "Красный нефтяник", "Киришское предприятие по обеспечению нефтепродуктами", "Карелнефтепродукт", "Новгороднефтепродукт", "Псковнефтепродукт", "Тверьнефтепродукт", "Калининграднефтепродукт", "Петербургнефтеснаб" и "Петербургский производственный комбинат автотехобслуживания".

апреля 1993 года нефтяная компания "Сургутнефтегаз" была зарегистрирована администрацией г. Сургута. [12]

октября 1993 года НК "Сургутнефтегаз" осуществила выпуск акций. 45% акций НК "Сургутнефтегаз" были закреплены в государственной собственности, 8% - проданы на закрытом аукционе, 7% - выкуплены самой компанией за ваучеры. Оставшиеся 40% акций были выставлены на залоговый аукцион, состоявшийся 3 ноября 1995 года. Победителем аукциона признан негосударственный пенсионный фонд "Сургутнефтегаз", заплативший 400 млрд. рублей.

В отличие от большинства российских нефтяных компаний, "Сургутнефтегаз" не прилагал усилий по привлечению крупного стратегического инвестора. Напротив, руководство "Сургутнефтегаза" всеми силами стремилось удержать крупные пакеты акций в своих руках, а оставшиеся акции распределить среди широкого круга мелких инвесторов - трудовых коллективов предприятий и местного населения Ханты-Мансийского АО. В целом компании удалось добиться поставленной задачи - в ходе приватизационных аукционов пакеты акций переходили от одной дочерней структуры "Сургутнефтегаза" к другой, не покидая пределов компании. Ни один сторонний инвестор не смог приобрести достаточного количества акций для того, чтобы получить эффективное влияние на работу компании. На схеме показано распределение акций "Сургутнефтегаза" по состоянию на начало 1996 года, что представлено на рисунке 1.

Рис. 1. Распределение акций ОАО «Сургутнефтегаз» на начало 1996 г

В 1996 году "Сургутнефтез" разработал программу перехода дочерних предприятий на единую акцию. В рамках программы акционерам сбытовых предприятий предлагалось обменять принадлежащие им ценные бумаги на акции ОАО "Сургутнефтегаз" или НК "Сургутнефтегаз". После завершения обмена акций дочерние сбытовые предприятия предполагалось преобразовать в общества с ограниченной ответственностью со 100%-ным участием "Сургутнефтегаза". Однако эти планы наткнулись на жесткое противодействие со стороны миноритарных акционеров сбытовых предприятий. Причем их не устраивали не столько предложенные коэффициенты, а сам факт проведения обмена. Вместо значительных пакетов акций, позволяющих принимать участие в управлении конкретным предприятием, акционеры получали мизерные доли в капитале холдинга. Сопротивление со стороны акционеров оказалось столь велико, что "Сургутнефтегаз" был вынужден отложить проведение консолидации сбытовых предприятий. [12]

В начале января 1997 года ОАО "Сургутнефтегаз" осуществило размещение американских депозитарных расписок 1-го уровня. В качестве депозитария выступил Bank of New York. 1 ADR эквивалентна 50 обыкновенным акциям ОАО "Сургутнефтегаз".

В отличие от большинства других российских нефтяных компаний, финансовый кризис 1998 года мало затронул "Сургутнефтегаз". Кризис отразился только на биржевых котировках акций компании, упавших примерно в 10 раз относительно максимальных значений, достигнутых в середине 1997 года. Однако это падение было вызвано не разочарованием инвесторов именно в "Сургутнефтегазе", а отражало общий негативный настрой по отношению к акциям всех российских компаний.
Политика расчета на собственные силы, декларируемая руководством компании, в условиях кризиса оказалась особенно эффективна. "Сургутнефтегаз" не имел крупных долгов в иностранной валюте, что позволило без особых потерь пережить как период низких цен на нефть, так и резкое падение курса национальной валюты.
В 2000 году прошел завершающий этап программы перехода на единую акцию, в результате ее реализации материнской компанией группы «Сургутнефтегаз» становится нефтегазодобывающее предприятие ОАО «Сургутнефтегаз».

Одной из главных особенностей ОАО "Сургутнефтегаз" является его чрезвычайно устойчивое финансовое положение. ОАО "Сургутнефтегаз" - единственная в отрасли компания, которая не имеет задолженности. Напротив, ОАО "Сургутнефтегаз" располагает значительным запасом денежных средств, позволяющими ему обеспечить финансирование намеченных проектов вне зависимости от внешних факторов. Стратегия развития компании предполагает расчет исключительно на собственные силы. За прошедшие годы ОАО "Сургутнефтегаз" не создал ни одного совместного предприятия, не привлекал крупных иностранных займов, не размещал облигации. Такая политика обеспечивает исключительный запас прочности, что подтвердил кризис 1998 года. На графиках, иллюстрирующих динамику производственных показателей ОАО "Сургутнефтегаза", отсутствует провал в 1998-1999 годах, который характерен для большинства российских нефтяных компаний. Поскольку компания не имела обязательств в иностранной валюте, резкое обесценивание рубля не нанесло ей существенного ущерба. [12]

Единственный НПЗ компании расположен в очень удобном месте - во-первых, рядом находится Санкт-Петербург, потребности которого обеспечивают высокий спрос на продукцию завода, а во-вторых, завод соединен продуктопроводом с расположенным поблизости терминалом на побережье Финского залива. На текущий момент реализация этих преимуществ в значительной степени сковывается технической отсталостью Киришского НПЗ, но компания реализует инвестиционную программу, которая позволит вывести завод в лидеры отрасли. После завершения строительства комплекса по глубокой переработке нефти предприятие сможет выпускать топливо, соответствующее европейским стандартам.

Параллельно с реконструкцией перерабатывающих мощностей ведется строительство нефтепродуктового терминала в бухте Батарейная, через который продукция завода будет поставляться на экспорт.

Выбранная ОАО "Сургутнефтегазом" стратегия развития обеспечивает высокий запас прочности в кризисные времена, но оказывается низкоэффективной в спокойное время. Имея резерв в несколько миллиардов долларов, компания не предпринимает усилий для инвестирования этих средств в прибыльные проекты. За несколько лет ОАО "Сургутнефтегаз" не приобрел ни одной перспективной компании. Прирост запасов обеспечивается за счет приобретения лицензий на месторождения в Западной Сибири, а также за счет обнаружения новых залежей на эксплуатируемых месторождениях. Показательным событием стал отказ компании от участия в конкурсе по приватизации "Славнефти". Размер финансового резерва ОАО "Сургутнефтегаза" позволял оплатить приобретение новых активов без привлечения кредитов, но компания отказалась от возможности существенно расширить свой бизнес. [12]

ОАО "Сургутнефтегаз" является лидером про объёму выполняемых буровых работ, опережая по этому показателю "ЛУКОЙЛ" в несколько раз. ОАО "Сургутнефтегаз" обеспечивает треть от общероссийской проходки в бурении, на его долю приходится четверть всех новых скважин.
Почти все буровые работы "Сургутнефтегаз" осуществляет собственными силами, без привлечения сторонних организаций.

1.2 Характеристика организационно-правовой формы предприятия, виды и цель осуществляемой деятельности

Организационно-правовая форма нефтяной компании «Сургутнефтегаз» - открытое акционерное общество, что представляет собой организацию, созданную на основе добровольного оглашения юридических и физических лиц (в том числе и иностранных), объединивших свои средства путем выпуска акций, и имеющая целью удовлетворение общественных потребностей и извлечение прибыли.

Акционерные общество «Сургутнефтегаз» создано без ограничения срока деятельности. [1]

В ОАО «Сургутнефтегаз» не существует преимущественного права приобретения акций у других акционеров, что означает "свободную" продажу акций на условиях, определяемых сторонами при соблюдении ряда законодательных норм.

Минимальный уставный капитал ОАО должен составлять не менее тысячекратной суммы минимального размера оплаты труда, установленного федеральным законом на дату регистрации ОАО, что в настоящий момент составляет 100 000 рублей. В ОАО «Сургутнефтегаз» по состоянию на 2012 год уставный капитал определен в размере 43 427 993 тыс.руб.

На практике ОАО часто выбирается для привлечения инвесторов, в том числе иностранных, поскольку ОАО обязано ежегодно публиковать для всеобщего сведения свою годовую отчетность, что делает "прозрачным" для инвесторов финансовую деятельность таких организаций, что и характерно для ОАО «Сургутнефтегаз».

Особенностями открытого акционерного общества являются следующее:

его акционеры вправе отчуждать принадлежащие им акции без согласия других акционеров этого общества;

общество вправе проводить открытую (для всех других юридических и физических лиц) подписку на выпускаемые им акции и осуществлять их свободную продажу с учетом требований Закона об акционерных обществах и иных правовых актов Российской Федерации;

общество вправе проводить также и закрытую (для определенного круга физических и юридических лиц, своих акционеров) подписку на выпускаемые им акции, за исключением случаев, когда возможность проведения закрытой подписки ограничена уставом общества или требованиями правовых актов Российской Федерации;

число членов (физических и юридических лиц) такого общества законом не ограничивается;

не допускается установление преимущественного права общества или его акционеров на приобретение акций, отчуждаемых акционерами этого общества. [1]

Открытое акционерное общество, согласно п.1 ст.92 Закона об АО, обязано раскрывать:

годовой отчет, годовую бухгалтерскую отчетность;

проспект эмиссии своих акций в случаях, предусмотренных правовыми актами Российской Федерации;

сообщение о проведении общего собрания акционеров в порядке, предусмотренном Законом;

иные сведения, определяемые Федеральным органом исполнительной власти по рынку ценных бумаг.

В случае публичного размещения обществом акций или иных ценных бумаг оно обязано раскрыть информацию в объеме и порядке, установленных Федеральным органом исполнительной власти по рынку ценных бумаг. [1]

ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляет деятельность в отрасли нефтяной и газовой промышленности.

Основными направлениями бизнеса компании являются:

-разведка и добыча углеводородного сырья;

переработка газа и производство электроэнергии;

производство и маркетинг нефтепродуктов, товарного газа, продуктов газопереработки;

выработка продуктов нефтехимии.

Основные виды деятельности компании ОАО "Сургутнефтегаз": разведка, разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, поиск, добыча и реализация нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. В настоящий момент существует около 50 подразделений ОАО "Сургутнефтегаза" выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа.

Согласно общероссийскому классификатору видов экономической деятельности (ОКВЭД) виды деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» следующие:

75.13 - регулирование и содействие эффективному ведению экономической деятельности, деятельность в области региональной, национальной и молодежной политики;

74.20.2 - геолого-разведочные, геофизические и геохимические работы в области изучения недр;

74.14 - консультирование по вопросам коммерческой деятельности и управления;

72 - деятельность, связанная с использованием вычислительной техники и информационных технологий;

64.20 - деятельность в области электросвязи;

55.30 - деятельность ресторанов и кафе;

52 - розничная торговля, кроме торговли автотранспортными средствами и мотоциклами; ремонт бытовых изделий и предметов личного пользования;

45 - строительство;

22.1 - издательская деятельность;

11.10.11 - добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа. [13]

Целями деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» являются: полное и качественное удовлетворение потребностей российских и иностранных юридических лиц и потребностей населения в насыщении рынка товарами народного потребления, оказании услуг и реализации на основе полученной прибыли социальных и экономических интересов его участников и всех работников общества.

1.3 Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура

Единая система сбора, транспорта и использования нефтяного газа в ОАО «Сургутнефтегаз» была сформирована к 2000 году. Эта система позволяет комплексно решать вопросы эксплуатации оборудования, загрузки мощностей и реализации продукции, выполнения лицензионных соглашений в области использования нефтяного газа. [12]

В компании созданы два предприятия, специализирующиеся в сфере использования газа:

Управление по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ);

Управление по переработке газа (УПГ).

Компания осуществляет и развивает следующие виды деятельности в газовом секторе:

внутрипромысловый сбор, магистральный транспорт и поставку газа потребителям, что реализуется посредством 5 газораспределительных станций и сети промысловых и магистральных газопроводов суммарной протяженностью более 3 000 км;

компримирование, которое выполняется 8 транспортными компрессорными станциями и 1 компрессорной станцией для закачки газа в пласт. С целью экономии электроэнергии на всех станциях используются газотурбинные приводы;

утилизацию газа низкого давления на 17 компрессорных станциях концевых ступеней сепарации;

переработку газа на 3 установках переработки газа суммарной мощностью более 7 млрд.м3 в год;

производство электроэнергии силами 19 газотурбинных электростанций (ГТЭС), а также 7 газопоршневых электростанций (ГПЭС).

Практически на всех дожимных насосных станциях компании внедрена безрезервуарная схема подготовки нефти, при этом газ низкого давления в растворенном виде с нефтью направляется на центральные пункты сбора (ЦППН), где отбирается вакуумными компрессорными станциями.

Все факельные установки компании оснащены узлами учета газа, что позволяет достоверно определять ресурсы газа на месторождениях и формировать инвестиционные программы по рациональному использованию газа.

Новым методом использования газа в ОАО «Сургутнефтегаз» стала его закачка в пласт в целях поддержания пластового давления. На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2009 году завершено капитальное строительство компрессорной станции с газотурбинным приводом и производительностью 1,5 млрд.м3 в год. В 2011 году в пласт было закачано 323,5 млн.м3 попутного нефтяного газа. [12]

Уровень утилизации попутного нефтяного газа в ОАО «Сургутнефтегаз» в 2011 году составил 97,81%, в том числе по регионам:

в ЯНАО - 100%;

в ХМАО - 97,9%;

в Республике Саха (Якутия) - 95,3%.

Максимально используется возможность использования попутного газа на собственные нужды производственных объектов ОАО «Сургутнефтегаз». В 2011 году потребление газа в компании составило более 3 млрд.мЗ. Все котельные компании переведены на газовое топливо, для обогрева техники применяются газовые подогреватели и газолучистые обогреватели.

Газ «Сургутнефтегаза» используется для работы промышленных предприятий и котельных города Сургута, населенных пунктов Сургутского района.

С учетом баланса потребления электроэнергии и газа по всем группам месторождений «Сургутнефтегазом» разработана оптимальная программа обустройства месторождений газопроводами, ЛЭП, ГТЭС, ГПЭС, компрессорными станциями, установками «Хитер-Тритер» и котельными.

Для выполнения требований лицензионных соглашений и в соответствии с программой компании в 2011 году ОАО «Сургутнефтегаз» завершило капитальное строительство и ввело в эксплуатацию 1 установку компримирования и подготовки газа (УКПГ) в ХМАО, 1 установку подготовки газа (УПГ) в Республике Саха (Якутия), промысловые газопроводы протяженностью около 180 км, произвело техническое перевооружение 1 ГТЭС, выполнило реконструкцию 3 компрессорных станций низких ступеней сепарации и 1 транспортной компрессорной станции.

ОАО «Сургутнефтегаз» планомерно продолжает инвестировать в основные фонды по утилизации попутного газа, что позволяет обеспечивать утилизацию газа на всех разрабатываемых компанией месторождениях, на уровне более 98%.

ОАО «Сургутнефтегаз», как и все передовые предприятия России, разделяет принципы социальной ответственности, которые приняты в большинстве развитых стран, и стремится применять их на практике во всех сферах своей деятельности. [12]

Компания строит собственную социальную политику на основе гармоничного сочетания интересов своих сотрудников, населения регионов присутствия, общества в целом и акционеров при неукоснительном соблюдении законодательных норм и требований.

Добиваясь динамичного развития и повышения эффективности производства, компания инвестирует значительные средства в решение социальных задач, принимает участие в реализации государственных и региональных проектов в сфере развития отечественной культуры, образования, здравоохранения, социальной поддержки населения.

Деятельность компании в регионах присутствия направлена на поддержание стабильности, укрепление социально-экономического потенциала территорий.

ОАО «Сургутнефтегаз» стремится сохранять и создавать за счет развития производства новые рабочие места в каждом регионе деятельности, способствует повышению жизненного уровня населения, оказывает финансовую поддержку региональным программам социальной направленности.

Создание надлежащих условий труда, быта, отдыха и оздоровления сотрудников, развитие спорта, поддержка пенсионеров и ветеранов являются важными факторами укрепления и развития главного капитала компании - трудового коллектива, и значимыми составляющими успешного развития компании в будущем.

Признаком стабильной работы предприятий является предоставление работникам социальных гарантий и льгот. Уровень социальных льгот, гарантий и компенсаций оговаривается в коллективном договоре. При условии выполнения поставленных перед коллективом производственных задач сотрудникам предоставляется более тридцати видов социальных льгот и гарантий.

Социальная политика компании формируется и реализуется на системной основе в соответствии с утвержденными нормативными документами.

1.4 Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации газовых месторождений

Рассматривая концепцию научно-технической политики в энергетике России, можно заключить, что основополагающее значение имеет развитие главной отрасли энергетики страны, какой сегодня стала газовая промышленность. Сегодня газовая промышленность в нашей стране благодаря своим экономическим, экологическим и социальным преимуществам значительно опережает все другие отрасли энергетики. В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надёжность подачи газа на всём пути его движения от пласта до потребителя. Раньше, когда роль газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны была меньше, вопросы надёжности добычи не стояли так остро, как сейчас, и у нас нет права оставить без тепла и электроэнергии население и промышленность даже на короткий срок. [10]

Наиболее эффективный путь решения проблем надёжности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке газовых месторождений основная концепция научно-технической политики сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надёжную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо- и конденсатоотдачи.

Надёжность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения гидродинамических и акустико-гидродинамических исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования.

Из анализа разработки 450 выработанных месторождений России следует, что средний коэффициент газоотдачи по ним составляет 70 %. Как показывают теоретические разработки, подтвержденные промысловым опытом, вначале более интенсивно вырабатываются высокопроницаемые прослои, за ними вступают обычные менее проницаемые коллекторы и, наконец, на завершающей стадии разработки низкопроницаемые плотные коллекторы или прослои с низкой газонасыщенностью. Из анализа ввода скважин по выработанным месторождениям следует, что первые 50 % введенных в эксплуатацию скважин дают 85 - 88 % извлекаемых запасов газа, а на остальные 50 % приходится всего 12-15%. [6]

Традиционный подход к проектированию разработки месторождений природного газа, который длительный период времени применялся на практике, провозглашал, согласно нормативам газоконденсатных залежей (ГКЗ), возможность практически полной добычи газа из любой залежи, с одной стороны, и целесообразность получения максимально возможного дебита по каждой скважине, с другой. Анализ огромного фактического материала и его сравнение с проектными решениями, основанными на традиционном подходе, показали их неадекватность. Научные представления о процессах добычи газа оказались значительно сложнее, чем это представлялось согласно традиционной стратегии.

Изменение экономической ситуации в стране и переход к рыночной экономике ещё более акцентировали изъяны традиционного подхода. Объективная реальность потребовала коренных изменений в подходах к добычи газа.

Были установлены следующие принципиальные факты и научные представления о газовых скважинах и залежах:

скважины, работающие с энергосберегающими дебитами, функционируют надёжно и не порождают серьёзных проблем при их эксплуатации;

подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.

При проектировании разработки недостаточно знания запасов газа по общепринятым категориям А + В + С1, по которым можно судить только о разной степени достоверности ресурсов. Сегодня требуется создание методики расчёта извлекаемых запасов, учитывающей распределения их плотности по проницаемости и газонасыщенности и в том числе с учётом влияния начального градиента давления. Новые представления о фильтрационных процессах, происходящих в реальных неоднородных залежах, дают возможность строить более обоснованные математические модели, выбирать варианты разработки, позволяющие в значительной мере предотвратить избирательное продвижение воды и тем самым повысить коэффициенты газо- и конденсатоотдачи и определять оптимальные темпы разработки. При более низких темпах разработки обеспечиваются более высокие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи. [6]

Одной из сложных проблем является добыча газа на завершающей стадии разработки, которая приобретает всё большее значение в связи с переходом на падающую добычу наших месторождений - гигантов Севера Тюменской области Медвежьего, Уренгойского месторождений и др. Ожидает своего эффективного решения проблема освоения глубокозалегающих залежей, в том числе приуроченных к низкопроницаемым плотным коллекторам, в которых рентабельность добычи прямо зависит от применения специальных методов освоения и интенсификации притока газа, применения горизонтальных и многозабойных скважин и др.

Эти факты потребовали коренного пересмотра принципов подхода к разработке и эксплуатации месторождений природного газа.

В результате была выработана новая, радикально отличная от предыдущей, концепция разработки месторождений природных газов, которая во главу угла ставит проблему комплексного подхода с обеспечением надёжности добычи и повышения газо- и конденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.

Общий способ решения проблемы - непрерывное энергосбережение. Как видно, он радикально отличается от традиционного подхода, так как принцип энергосбережения обратен принципу форсирования разработки.

Для рациональной энергосберегающей разработки месторождений природного газа необходимо:

установление энергосберегающих режимов эксплуатации газовых скважин (тенденция к минимизации дебитов), обеспечивающих надёжность добычи газа без осложнений и аварий;

установление энергосберегающих оптимальных темпов истощений газовых и газоконденсатных залежей и опережающего ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающих повышение газо- и конденсатоотдачи (тенденция к минимизации).

Применение предложенных энергосберегающих технологий разработки месторождений позволяет повысить газо- и конденсатоотдачу на 15 - 20 %. [6]

По существу, предлагаемый новый энергосберегающий подход можно рассматривать как основную концепцию разработки и эксплуатации месторождений природного газа XXI века.

Добывающие мощности компании ОАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия).

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Начальные запасы газа св. 250 млрд. м³. Залежи на глубине 2 км.

В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).

В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. [4]

К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту «Б» изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.

Следует отметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту «Б», ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско - Пимского вала как единой структуры.

С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи:

газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11;

нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.

По соотношению газо - и нефтенасыщенных частей продуктивных основных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.

Ниже приводится характеристика продуктивных основных горизонтов Лянторского месторождения.

Залежи пласта АС11 относятся к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуются наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.). [5]

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В их плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%).

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26% , у 13% пород более 26%.

ОАО Сургутнефтегаз добывает более 10 миллиардов кубометров газа в год, что составляет около трети газа, производимого российскими нефтяными компаниями. Причем, организация не просто добывает газ в качестве сырья, но и подготавливает его до товарной продукции, соответствующей требованиям государственных стандартов. Уровень использования попутного нефтяного газа - самый высокий в отрасли, и этот показатель год от года растет за счет введения новых мощностей по утилизации газа.

Максимально используется возможность использования попутного газа на собственные нужды производственных объектов ОАО «Сургутнефтегаз». В 2011 году потребление газа в компании составило более 3 млрд.мЗ. Все котельные компании переведены на газовое топливо, для обогрева техники применяются газовые подогреватели и газолучистые обогреватели. [12]

Газ «Сургутнефтегаза» используется для работы промышленных предприятий и котельных города Сургута, населенных пунктов Сургутского района.

С учетом баланса потребления электроэнергии и газа по всем группам месторождений «Сургутнефтегазом» разработана оптимальная программа обустройства месторождений газопроводами, ЛЭП, ГТЭС, ГПЭС, компрессорными станциями, установками «Хитер-Тритер» и котельными.

1.5 Перспективы развития мирового газового рынка

Природный газ играет одну из ключевых ролей в мировом энергопотреблении, являясь относительно доступным по цене, экологичным и надежным источником энергии. Мировые запасы природного газа на 31.12.2010 г. составили 187,1 трлн куб. м, из которых 23,9% находятся в России. Значительными запасами газа также обладают Иран (15,8%), Катар (13,5%), Туркменистан (4,3%), Саудовская Аравия (4,3%) и США (4,1%).

Россия до 2009 г. также лидировала по добыче газа, однако резкий рост производства сланцевого газа вывел США на первое место по этому показателю (611,0 млрд куб. м в 2010 г.). Большая часть мировых запасов, разрабатываемых в настоящее время, относится к так называемому традиционному газу. Хотя ресурсы нетрадиционного газа в настоящее время огромны и распространены по всему миру, оцененные запасы в основном сосредоточены в США и Канаде, на которые приходится 98% мировой добычи нетрадиционного газа. По оценкам IEA извлекаемые ресурсы нетрадиционного газа составляет порядка 400 трлн м3, в перспективе их доразведка может обеспечить до 100 лет добычи (в случае объемов производства на уровне 2010 г.). [11]

Региональная структура производства и потребления природного газа представлена в таблице 1.

Таблица 1

Добыча и потребление природного газа по регионам мира в 2010 г.

РегионыДобычаПотреблениемлрд.м3Доля, %млрд.м3Доля, %Северная Америка826,125,9846,126,7Южная и Центральная Америка161,25,0147,74,7Европа и Евразия1043,132,71137,235,9Ближний Восток460,714,4365,511,5Африка2096,51053,3Азиатско-Тихоокеанский регион493,215,4567,617,9ВСЕГО3193,3100,03169,1100,0

Основной объем газа потребляется США (21,7% в 2010 г.) и Россией (13%). Также значительный вклад в потребление приходится на Иран (4,3%), Китай (3,4%), Японию (3%) и Канаду (3%).

В последнее время вышло сразу несколько прогнозов развития мирового газового рынка. Общие выводы у этих прогнозов довольно схожи:

газ станет самым быстрорастущим видом топлива;

газ займет второе место в мировом энергобалансе;

основной рост добычи произойдет за счет добычи газа из нетрадиционных источников;

основной рост спроса придется на страны, не входящие в ОЭСР;

главный сектор потребления - электроэнергетика;

увеличение спроса будет в немалой степени происходить из-за влияния экологических факторов. [14]

По прогнозу ВP, в перспективе, вследствие увеличения численности населения и роста мировой экономики, будет расти спрос на все энергоресурсы, включая природный газ. Рост спроса на газ и замещение конкурирующих энергоресурсов - нефти и угля в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов, - позволит увеличить долю природного газа с текущих 24 до 26,2% в 2030 г.

Государственная политика по уменьшению углеводородных выбросов, развитие экологически чистых способов получения электроэнергии и рост энергоэффективности будут ограничивать увеличение потребления природного газа в странах ОЭСР. По оценкам IEA, рост спроса на газ в странах ОЭСР в 2035 г. составит порядка 21% к текущему уровню, в том время как в странах, не входящих в ОЭСР, этот показатель превысит 86% .

Если рассматривать отраслевой разрез, то самое быстрое увеличение потребления газа в глобальном масштабе придется на электроэнергетику. В ней среднегодовой темп роста в 2010-2030 гг. составит 2,6%, что станет следствием вытеснения угля более экологичным газом в результате реализации государствами мер по снижению выбросов парниковых газов. Вследствие наиболее активной государственной политики, тенденция вытеснения угля газом в электроэнергетике наиболее ярко проявится в странах Евросоюза, однако из-за развития возобновляемых источников энергии в этих странах доля газа в электрогенерации вырастет с текущих 20% лишь до 24% в 2030 г. [14]

По оценкам BP, промышленность в период 2010-2030 гг. также продемонстрирует достаточно высокий среднегодовой темп роста - 2%, который обеспечат страны ОЭСР и в большей степени страны, не входящие в эту организацию (особенно Китай и Индия). Хотя использование сжатого природного газа на транспорте увеличится приблизительно в 3 раза в 2010-2030 гг., доля газа не превысит 2% от мирового спроса на транспортное топливо в конце рассматриваемого периода. Ожидается, что в ЖКХ прирост потребления газа будет незначительным (около 0,6%), в основном вследствие проводимой во многих странах политики повышения энергоэффективности.

В период 2010-2030 гг. газ будет демонстрировать самые высокие среднегодовые темпы роста добычи (2,1%) среди ископаемых видов топлива, за весь период рост составит 51,5%.

Добыча газа будет заметно расти во всех регионах, кроме Европы, где спад добычи на зрелых месторождениях, начавшийся с 2005 г. не позволит обеспечивать прирост добычи. С учетом старения месторождений традиционного газа в последнее время все большее внимание уделяется освоению ресурсов нетрадиционного газа в регионе. В частности, большие надежды возлагаются на силурийские сланцы в Польше, намюрские и посидониевые сланцы в Германии и Нидерландах, а также кембрийские сланцы Алюм в Швеции. Совокупные технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа Европы оцениваются в 17,7 трлн куб.м. Однако промышленная добыча сланцевого газа в Европе, по оценкам BP и Wood Mackenzie, начнется не ранее чем через 10 лет. Основными причинами затягивания начала добычи нетрадиционного газа являются достаточно сложная геология месторождений, высокая плотность населения, неразвитость инфраструктуры отрасли, а также проблемы с получением лицензий на бурение и экологические ограничения регулирующих органов в Европе. [6]

Учитывая падающую добычу традиционного газа, странам Европы, видимо, придется пойти на стратегический компромисс между нетрадиционной газодобычей и более дорогостоящим вариантом - внедрением энергосберегающих экологически чистых технологий в сфере потребления. По оценкам IHS CERA, в зависимости от выбранного сценария, мощности нетрадиционной газодобычи в Европе могут достигать 60-200 млрд куб. м к 2025 г. (23-76% текущей добычи).

Таким образом, Европа будет оставаться нетто-импортером в долгосрочном периоде, при этом ожидается, что дефицит газа будет в значительной степени удовлетворяться за счет СПГ. Диверсификация европейского газового рынка за счет увеличения доли СПГ будет способствовать формированию в Европе интегрированного газового рынка с ликвидными хабами, увеличению спотовых продаж, а также росту регазификационных мощностей Европы. Только в период 2010-2015 гг. этот показатель вырастет на 39,1% и достигнет 178,3 млн т/год. Среднегодовые темпы роста импорта СПГ в период 2010-2030 гг. составят 5,2%, что позволит довести долю СПГ в суммарном импорте Европы с текущих 30% до 42% в конце рассматриваемого периода. Это делает европейский рынок высококонкурентым для трубопроводного газа, в том числе поставляемого из России.

В отличие от Европы, Россия и страны Центральной Азии в период до 2035 г. продемонстрируют значительные среднегодовые темпы роста добычи природного газа: 1,6% - Россия, 4,5% - Туркменистан, 4,8% - Азербайджан. Добыча природного газа в 2035 г. в России достигнет 858 млрд куб.м (1-е место в мире), в Туркменистане - 120 млрд куб. м, Азербайджане - 56 млрд куб. м. [6]

Стимулирование внутреннего спроса на газ, экономический рост регионов России и развитие трубопроводной системы страны также будут способствовать развитию газовой отрасли страны. На долю азиатских стран (в основном Китай и Индию) придется наибольший в мире прирост добычи и потребления газа. В частности, в период 2010-2030 гг. динамично растущая экономика Китая обеспечит 7,6% среднегодового прироста потребления газа. Такой рост обусловлен тем, что руководство Китая уже сейчас осознает необходимость снижения угольной зависимости электроэнергетики страны из-за загрязнения окружающей среды, повышения стоимости китайского угля, а также наличия огромных ресурсов нетрадиционного газа в стране. По оценкам IEA, ресурсы метана угольных пластов Китая составляют около 36 трлн куб. м. Технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в стране составляют 35,7 трлн куб. м.

Переизбыток мощностей сжижения, возникший в результате масштабного ввода катарских проектов, постепенно сойдет на нет, в результате роста спроса на энергоресурсы. Следующая волна предложения проявится предположительно в 2015-2020 гг. и будет связана в первую очередь с запуском крупных австралийских проектов. Это позволит Австралии стать основным мировым экспортером СПГ к 2020 г., опередив по этому показателю Катар. До 2030 г. рост мощностей будет определяться предположительно СПГ проектами, реализуемыми в Западной Африке, находящимися в настоящее время на стадии рассмотрения.

Необходимо отметить, что СПГ бизнес является текущим приоритетом развития газовой отрасли России.

Запущенный в 2009 г., первый и пока единственный действующий в России, СПГ завод на базе проекта «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире.

На 2017 г. запланировано начало производства СПГ на Штокмановском проекте (мощность 7,5 млн т/год, участники ОАО «Газпром» - 51%, Total А.М. Кузнецов, В.И. Савельев, Н.В.Бахтизина - 25%, Statoil - 24%). Кроме того, имеются планы по запуску проектов «Ямал - СПГ» (мощность 15 млн т, участники ОАО «Новатэк» - 51%, Volga Resources - 23,9%, частные инвесторы - 25,1%), «Владивосток - СПГ» (мощность 10 млн. т, участники ОАО «Газпром», Itochu, Marubeni, Japex, Inpex, CIECO, доли участия не определены), а также запуска третьей очереди СПГ проекта «Сахалин-2» мощностью 4,8 млн т. [11]

В заключение хочется отметить, что сохранение лидерских позиций России на международном газовом рынке требует постоянного мониторинга и учета динамично меняющейся рыночной конъюнктуры и научно-технических достижений. Ответы на вызовы рынка должны предусматривать не только экстенсивное развитие газовой промышленности (путем увеличения объемов добычи газа), но и интенсификацию деятельности. Интенсивное развитие газовой отрасли России предусматривает диверсификацию производства, маршрутов транспортировки газа и присутствия на рынках, а также адаптацию зарубежных и создание собственных технологий управления и производства в области шельфовых проектов, производства СПГ, освоения нетрадиционных ресурсов газа и др.

РАЗДЕЛ 2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

.1 Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения

Нормативно-справочные материалы в курсовой работе приведены для базового (М1) варианта расчета показателей. Объем годовой добычи газа по месторождению принимается равный 20 млрд. м3. Число эксплуатационных скважин - 145, сгруппированных в кусты (по несколько скважины в кусте). Приведенные нормативные показатели необходимо в каждом случае корректировать в соответствии с заданной мощностью производства. Структура объектов добычи и подготовки газа представлена на рисунке 2.

Рис.2. Схема добычи и подготовки газа

Рассчитаем величину капитальных вложений (К2). Для этого используем формулу корректировки величины капитальных вложений в зависимости от мощности объектов:

К2= К1*(М2/М1)

где К и К- капитальные вложения при сооружении установки соответственно мощностью Ми М;

М1 и М2 - мощность объектов;

n - показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов, равный 0,9.

Показатель мощности объекта М2 для исследуемого предприятия составляет 30 млрд.м3, капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К1), определенные сводными сметными расчетами, составляют (без учета НДС) 31205,56 млн. руб.

Таким образом, величина капитальных вложений в разработку газового месторождения для ОАО «Сургутнефтегаз» составит:

К2 = 31205,56 * (30 /20)9/10 = 44948,40 млн. руб.

Для обустройства месторождения рекомендуется коллекторная схема сбора газа. Газ от кустов скважин по коллекторам подается на одну установку комплексной подготовки газа для подготовки газа к транспорту. Задачами промысловой подготовки газа в общем случае является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Например, газ Сеноманской залежи метановый, содержание метана в нем 98,28%. В соответствии с требованиями ОСТ 51.40-83 такой газ нуждается только в осушке от влаги до точки росы минус 20°С зимой и минус 10°С летом.

Для осушки газа могут использоваться следующие методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция. В частности, для газа Сеноманской залежи рекомендуется технология абсорбционной осушки с использованием высококонцентрированного водного раствора диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа). Данная технология хорошо зарекомендовала себя на чисто газовых месторождениях Севера России.

Осушенный газ с давлением 7,35 МПа подается во внутрипромысловые коллекторы. Для регенерации используемого в осушке раствора ДЭГа предлагается установка огневой регенерации диэтиленгликоля. Для предотвращения гидратообразования в системе сбора газа вследствие низких температур предусматривается подача метанола на скважины и в коллекторы.

Для регенерации насыщенного метанола предлагается установка огневой регенерации метанола производительностью 2 м3/ч.

Для хранения диэтиленгликоля, конденсата, выделенного из газа, и метанола предусматриваются расходные емкости:

для диэтиленгликоля - 4 емкости по 50 м3;

для конденсата - 4 емкости по 100 м3;

для метанола - 4 емкости по 50 м3.

Продувка шлейфов от кустов газовых скважин осуществляется на горизонтальный факел.

Сбросы газа с предохранительных клапанов, постоянные сбросы с цехов и установок, освобождение аппаратов и трубопроводов на период ремонтов и в аварийных ситуациях предусмотрены на свечу.

Газ с кустов газовых скважин поступает на площадку в здания переключающей арматуры, где происходит выравнивание и снижение давления газа. Затем газ собирается в коллектор на выходе и следует в цех осушки. Цехов осушки также два, в каждом располагается равное количество технологических линий. Газ подается в сепарационную колонну с промывочной секцией, затем в абсорбер. По выходе из абсорбера осушенный газ подается на пункт хозрасчетного замера.

Для обеспечения собственных нужд топливным газом в каждом цехе осушки предусматривается узел подачи газа на собственные нужды.

Насыщенный раствор диэтиленгликоля поступает в дегазатор цеха регенерации гликоля, где происходит отделение газа, направляемого на собственные нужды направляется через теплообменник в разделитель, где происходит отделение конденсата от насыщенного ДЭГа. Конденсат газа поступает в емкости для конденсата, откуда вывозится автотранспортом.

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

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

Подпитка ДЭГом осуществляется из расходных емкостей ДЭГа.

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

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

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

Все оборудование размещается в отапливаемых помещениях.

На площадке предлагается разместить следующие основные технологические сооружения:

2 здания переключающей арматуры;

2 цеха осушки газа;

2 цеха регенерации ДЭГа;

цех регенерации метанола;

расходные емкости ДЭГа, конденсата и метанола;

насосная ДЭГа и метанола;

пункт хозрасчетного замера газа;

свеча и горизонтальный факел;

дренажные и аварийные емкости.

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

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

сводные сметные расчеты (сводка затрат);

затраты по компримированию газа;

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

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

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

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

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

оборудование для газодобычи;

сбор и транспорт газа и конденсата;

оборудование для подготовки газа к дальнейшему транспорту;

строительство дожимных компрессорных станций (КС);

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

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

Для газовых месторождений:

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

где KBгм - суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;кв - капитальные вложения в бурение скважин;шл - капитальные вложения в шлейфы;кол - капитальные вложения в газосборный коллектор;

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

Кмд - капитальные вложения в строительство магистральной автодороги;

Ккс - капитальные вложения в компрессорную станцию (КС);пд - капитальные вложения в промысловые дороги;пp - капитальные вложения в строительство прочих сооружений, связанных с вспомогательным производством.

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

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

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

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

Наименование затратОбщая сметная стоимость, млн. руб.сумма% к итогуОбъекты производственного назначения, всегов том числе:1) бурение газовых скважин8113,4526,02) объекты для обеспечения бурения скважин3058,149,83) строительство объектов добычи и подготовки газа16694,9753,54) газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов333910,7Всего31205,56100,00

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

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

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

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

Наименование сооруженийОбщая стоимость, млн. руб.% к итогуКусты газовых скважин834,755,0Сбор газа3172,0419,0Установка комплексной подготовки газа2838,1417,0Водозаборные и канализационные очистные сооружения333,902,0Электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения500,853,0Автомобильные дороги и вертолетная площадка2170,3513,0Межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения834,755,0Промбаза834,755,0Комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов33,390,2Вахтовый жилой комплекс500,853,0Автоматизированная система управления технологическим процессом217,031,3Оконечная радиолинейная станция66,790,4Затраты заказчика183,641,1Итого по площадкам12521,2375,08. Временные здания и сооружения834,755,09. Прочие работы и затраты2170,3513,010. Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия166,951,011. Подготовка эксплуатационных кадров333,900,0212. Проектные и изыскательные работы500,853,0Резерв на непредвиденные работы и затраты500,853,0Затраты на инжиниринговые услуги968,315,8Всего (см. табл.2 пункт 3)16694,97100,00

Таким образом, суммарные капитальные вложения представлены в таблице 4.

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

Наименование затратСуммарные капитальные вложения,млн. руб.1. Объекты, в том числе:31205,56Бурение скважин8113,45Обеспечение бурения3058,14Строительство объектов добычи и подготовки газа16694,97Газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов33392. Затраты по компримированию газа4323,343. Затраты по внешнему электроснабжению802,68Всего36331,58

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

2.2 Расчет вспомогательных материалов

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

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

Таблица 5

Расчет стоимости электроэнергии и вспомогательных материалов

Наименование затратКоличество1. Электроэнергия1.1 Плата за установленную мощностьКоличество кВт в расчете на 1 млрд. м3315Цена единицы руб./кВт3168Сумма платы за установленную мощность тыс. руб.29937,61.2 Расход электроэнергииКоличество тыс. кВт*час в расчете на 1 млрд. м32452,5Цена единицы руб./кВт*час0,167Сумма платы за расход электроэнергии тыс. руб.12,287Итого по электроэнергии29949,892 Вспомогательные материалы2.1 МетанолКоличество т в расчете на 1 млрд. м3504,0Цена единицы руб./т6180Сумма тыс. руб.93441,62.2 ТЭГКоличество т в расчете на 1 млрд. м33652,7Цена единицы руб./т16769Сумма тыс. руб.1837563,792.3 МаслоКоличество т в расчете на 1 млрд. м33373,2Цена единицы руб./т6491Сумма тыс. руб.656863,24Итого по вспомогательным материалам2587868,63

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

2.3 Расчет затрат по оплате труда

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

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

если объем производства увеличится в 1,2 раза, то численность увеличится в 1,2´0,9 раза;

если объем производства увеличится в 1,5 раза, численность увеличится в 1,5´0,85 раза;

если объем производства увеличится в 2 раза, численность увеличится в 2´0,8 раза;

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

Ч = 570 * 1,5 * 0,85 = 727 человек.

Фонд заработной платы составит:

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

2.4 Расчет отчислений в ремонтный фонд и суммы амортизационных отчислений

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

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

Отчисления в ремонтный фонд составят:

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

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

Сумма амортизационных отчислений составит:

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

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

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

2.5 Расчет налоговых отчислений

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

Выручка определяется по формуле:

Вд(t) = Цг(t) * Vг(t) + Цк(t) * Vк(t)

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

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

Выход товарной продукции в натуральном выражении представлен в таблице 6.

Таблица 6. Выход товарной продукции в натуральном выражении

Наименование показателей%В расчетена 1 млрд. мЗна полный объем добычи1. Добыча газа в год, млрд. мЗ100 (Данные табл.1)302. Расход газа на собственные нужды всего, млрд. мЗ0,580,00580,174в том числе: технологические нужды - котельная0,050,00050,015- электростанция0,080,00080,024- компрессорная станция3. Выход товарного газа, млрд. м399,30,99329,79в том числе:- для реализации в регионе, всего69,50,69520,85из него: - населению7,00,072,1- промышленности и др. потребителям62,50,62518,75- для реализации на внешнем рынке29,80,2988,94

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

Таблица 7. Расчет выручки от реализации товарной продукции

Наименование показателейЦена, руб/тыс. м3В расчете на полный объем реализации газаРеализации в регионе, всего24381600,0из него: - населению896,01881600,0- промышленности и др. потребителям1200,022500000- для реализации на внешнем рынке140 долл. За тыс. м339709137,72Реализация всего64090737,72

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

Таблица 8. Исходные данные для расчета платежей и налогов

ПоказателиЗначениеНалогооблагаемая базаПЛАТЕЖИ И НАЛОГИПлатежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых 16,5%Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспортНалог на пользователей автомобильных дорог1,0%Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспортЕдиный социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев26,0ФОТДобровольное страхование:добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб./чел.10добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование12,0%ФОТдобровольное медицинское страхование3,0%ФОТдобровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда2,0%Стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифа на транспортОкончание таблицы 8Плата за природопользованиеПо действующим нормативамВыбросы в атмосферу, сброс в водные источники и размещение отходов с К=90* 1,18

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

Плата за природопользование приведена в таблице 9.

Таблица 9. Плата за природопользование в тыс. руб.

Наименование затратИтого1. Плата за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу40,712. Плата за сброс предельно допустимых загрязняющих веществ в водные объекты849,953. Плата за воду отбираемую из водных источников23,403. Плата за землю2917,734. Ведение производственного экологического контроля (мониторинга) окружающей природной среды1425,0Всего5256,79

Исходя из нормативов рассчитаем налоговую нагрузку в таблице 10.

Таблица 10. Налоговая нагрузка, тыс.руб.

ПоказателиЗначениеНалогооблагаемая базаСумма платежей и налогаПЛАТЕЖИ И НАЛОГИПлатежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых, %16,564090737,7210574971,72Налог на пользователей автомобильных дорог, %1,064090737,72640907,38Единый социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев, %26,0183160,3847621,70Добровольное страхование всего, в т.ч.:1316556,31добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб./чел.107277267,5добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование, %12,0183160,3821979,25добровольное медицинское страхование, %3,0183160,385494,81добровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда, %2,064090737,721281814,75Плата за природопользование5256,795256,79

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

2.6 Расчет себестоимости добычи газа

Оплата услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам в данном расчете принимается исходя из тарифа - 10 руб. за 1 тыс. м³/100 км. Расстояние до потребителя 3000 км.

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

Расчет издержек на производство газа представлен в таблице 11.

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

Наименование затратВ расчете на 1 млрд. м3В расчете на весь объем производства газа1. Вспомогательные материалы86,262587,872. Электроэнергия покупная1,029,953. Заработная плата6,11183,164. Социальное страхование и обязательное страхование от несчастных случаев1,5947,625. Отчисления в ремонтный фонд0,051,566. Амортизационные отчисления на реновацию0,113,437. Прочие затраты19,02570,72Итого114,143424,31Налоги, включаемые в себестоимость1. Налог на добычу полезных ископаемых352,5010574,972. Налог на пользователей а/дорог21,36640,913. Плата за природопользование0,185,264. Расходы по добровольному страхованию (страхование имущества организации, долгосрочное страхование жизни работников, медицинское страхование, страхование работника на случай смерти или утраты работоспособности)43,881316,56Итого налогов и платежей417,9212537,70Итого издержек производства532,0615962,01Окончание таблицы 11Затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам300,009000,00Всего издержек производства832,0624962,01

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

2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения

Экономический эффект от производства определим по формуле:

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

К - капитальные вложения на производство продукции;

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

Расчет экономического эффекта представлен в таблице 12.

себестоимость газ месторождение

Таблица 12. Расчет экономического эффекта

ПоказателиСумма, млн. руб.Текущие расходы (себестоимость) при производстве продукции (С)24962,01Капитальные вложения при организации производства (К)36331,58Коэффициент эффективности капитальных вложений (Е)0,15Реализация продукции, всего64090,74Прибыль от реализации продукции (П)39128,73Экономический эффект от производства продукции (Э)33679,0

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

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

Таблица 13

Основные технико-экономические показатели производства

Наименование показателейЕдиницы измеренияПоказателиОбъем производства продукциимлрд.м/год30Капитальные вложения, всего в том числе: на строительство объекта на смежные работымлн. руб.36331,58 31205,56 5126,02Удельные капитальные вложенияруб./1000 м1211,05Себестоимость 1 тыс. м3 газамлн. руб.832,06Цена 1 тыс. м3 газамлн. руб.2136,36Товарная продукциямлн. руб.64090,74Затраты на производство (суммарная себестоимость)млн. руб.24962,01Годовая прибыльмлн.руб.39128,73Затраты на 1 рубль товарной продукциируб./руб.0,39Рентабельность продукции%156,75Приведенные затратымлн. руб.30411,75Срок окупаемости капитальных вложенийлет0,9Численностьчел.727Производительность трудамлн. руб. на чел.88,16Экономический эффектмлн. руб.33679,0Таким образом, можно сделать вывод, что на разработку газового месторождения с планируемым объемом производства продукции в 30 млрд.м в год будет потрачено 36331,58 млн.руб., при этом предполагается получение годовой прибыли в размере 39128,73 млн.руб. с достаточно высокой долей рентабельности 156,75%. Производительность труда согласно расчетам составляет 88,16 млн.руб. на человека, что характеризуется с положительной стороны. Капитальные вложения окупятся предположительно за 9 месяцев и ОАО «Сургутнефтегаз» получит экономический эффект в размере 33679 млн. руб., что характеризуется разрабатываемое месторождение как прибыльное. Итак, по проведенным расчетам можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ВВЕДЕНИЕ Система газоснабжения России - основополагающий элемент национальной экономики, от надежного и эффективного функционирования которого непосредст

Больше работ по теме: