Технико-экономическое обоснование разработки месторождений в нефтегазовой компании ОАО "Татнефть"

 

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт управления бизнес-процессами и экономики

Кафедра экономики и организации предприятий энергетического и транспортного комплексов.

КУРСОВАЯ РАБОТА

"Технико-экономическое обоснование разработки месторождений в нефтегазовой компании ОАО "Татнефть".

Студент УБ-11-12 А.А. Мерзляков.

Руководитель Е.В. Бочарова.

Красноярск 2012

Оглавление

Введение

1. "Характеристика нефтегазовой компании"

1.1 История создания нефтегазовой компании "Татнефть", стратегия ее развития

1.2 Характеристика организационно-правовой формы нефтегазовой компании "Татнефть", виды и цель осуществляемой деятельности

1.3 Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура

1.4 Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации газовых месторождений "Татнефти"

1.5 Повышение эффективности нефтегазодобычи

1.6 Перспективы развития мирового газового рынка

2. Экономическая эффективность разработки газового месторождения. Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения

2.1 Объем годовой добычи газа по месторождению и структура объектов добычи и подготовки газа

2.2 Обоснование технологических решений по добыче и подготовке газа

2.3 Капитальные вложения

2.4 Издержки производства

2.5 Расчет затрат по оплате труда

2.6 Расчет себестоимости добычи газа

2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения

Заключение

Список литературы

Введение

Газовая отрасль играет стратегическую роль в экономике России. На долю газа приходится около половины общего объема производства и внутреннего потребления энергетических ресурсов. В настоящее время в России доля газа в топливном балансе ТЭС составляет 62%, а в европейской части - 86%. Отрасль обеспечивает порядка 10% национального ВВП, до 25% доходов государственного бюджета страны. Экспорт природного газа приносит России около 15% валютной выручки. Обладая крупнейшими в мире запасами природного газа (47,82 трлн куб. м) и не имея равных по объемам годовой добычи (656 млрд куб. м в 2006 году), Россия является важнейшим звеном мировой газовой промышленности. В структуре общемирового экспорта газа на долю России приходится свыше четверти всего объема. Добыча газа за январь-февраль 2008 года составила 118,44 млрд. куб. м (102,4% к январю-февралю 2007 г.). Экспорт газа за январь-февраль 2008 года (по данным ФТС России и оперативным данным Минпромэнерго России) составил 40,74 млрд куб. м (118,6% к январю-февралю 2007 года). При этом в страны дальнего зарубежья и Балтии экспортировано 32,98 млрд куб. м (135,8%), в страны СНГ - 7,76 млрд куб. м (77,3%).

Преимущества отрасли в условиях жестко регулируемых государством цен на газ, этот вид топлива привлекателен для потребителей не только относительной экологической чистотой и удобством использования, но и ценовыми преимуществами перед альтернативными топливными ресурсами. Невзирая на трудности и отсутствие перспектив выхода на внешние рынки, газовая отрасль России развивается достаточно активно. Так же у газовой отрасли существуют недостатки. В отличие от нефтедобычи, газовая отрасль за всю постсоветскую историю так и не показала существенного роста. Высокие дотации при внутреннем потреблении энергоносителей, низкая эффективность их использования и недостаточность инвестиций. Истощение старых месторождений, отставание прироста разведанных и подготовленных к эксплуатации новых месторождений природного газа, непрерывное смещение наиболее перспективных по запасам месторождений далеко на север и в шельфовую зону. Кроме того, происходит старение основных фондов газовой отрасли. На сегодня их износ оценивается в 57 с лишним процентов. Отрасль находится в высокой зависимости от конъюнктуры мирового энергетического рынка. Подотраслями принято считать:

·Газодобывающая

·Газоперерабатывающая

·Газосервисная

Как мы уже поняли, газ - лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок, экономичность и простота транспортировки к потребителю, возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.

Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива - угля, торфа, нефти. Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%, то стоимость газа составит только 10 %. Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами. Природный газ - один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

Газовая промышленность - наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности. Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.

Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%). Газ - самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции. Все вышеперечисленные факты свидетельствуют о том, что на сегодняшний день газовая отрасль России является одной из наиболее динамично развивающихся и перспективных частей экономики страны.

месторождение газовое себестоимость добыча

1. "Характеристика нефтегазовой компании"

1.1 История создания нефтегазовой компании "Татнефть", стратегия ее развития

История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года. Именно тогда в Шугуровском районе было открыто месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых открытий нефтяных месторождений республики.

Хроника деятельности "Татнефти" воссоздается по книгам, брошюрам, государственным и партийным документам, газетным и журнальным публикациям, вышедшим в течение последних 60 лет.

Не менее интересна и сама история возникновения нефтяной промышленности в татарстанском крае, которая уходит своими корнями в далекое прошлое.

Конец XVII века. К этому периоду относятся первые письменные упоминания о нефтепроявлениях и битуминозных породах. Впервые о Казанской нефти сообщает военное ведомство в 1637 году:

"…нефти казанской черной 43 пуда 35 гривенок с полугривенкою…"век характеризуется ростом активного поиска мест поверхностных выходов нефти и битуминозных пород, их описанием и использованием.

год. Сообщение в газете "Ведомости": "Из Казани пишут. На реке Соку нашли много нефти и медной руды, из той руды медь выплавили изрядну, от чего чают немалую быть прибыль Московскому государству".

год. Первое заключение о татарской нефти сделал для Петра I лейб-медик Готлиб Шобер.

год. О нахождении нефти и селитры близ г. Тетюши доносит рудознатец Я.Д. Шаханин в "Кабинет Ее Императорского величества Анны Иоанновны".

год. Первое прошение о разрешении постройки нефтяного завода на собственных дачах сделал старшина Надыр Уразметов. Результаты поисков и использования нефти и битума на берегах Волги, оказались малоутешительными.

Вторая половина XVIII века. Природные богатства Поволжья углубленно изучаются. Академия наук организует экспедиции. Закладываются основы геологии края, изучается строение недр, накапливается опыт организации нефтяного хозяйства.

год. Бугульминским помещиком Я. Малакиенко и его двумя сыновьями проведена большая работа по исследованию нефтяных источников. Им были заложены две буровые скважины около Нижнекармальской слободы; также он законтрактовал источники нефти в деревнях Сарабикулово и Шугур. Малакиенко получил первую нефть в количестве 80 ведер, из которой на своем маленьком нефтяном заводе получил весьма хороший керосин.

Конец XIX века. Ни в одной из разведочных скважин, пробуренных в районе Поволжья, не было получено притока нефти. Причина - слабый уровень технических средств, не позволявший углубляться и вскрывать нефтеносные горизонты (они залегают ниже 600 м, а самые глубокие скважины тогда достигали только 350 м). Бурение разведочных скважин в районах Поволжья и Татарии прекратилось на долгий период. Наступил спад интереса к местам нефтепроявлений в Поволжье и Татарстане.

Начало XX века. Потребности в нефти развивающейся промышленности вынудили государство и предпринимателей вернуться к решению проблемы поисков нефти в Поволжье. Была дана рекомендация начать заново разведку нефти на более высоком научном уровне. Попытки бурения нефтепоисковых скважин бакинским нефтепромышленником Юзбашевым и фирмой Нобеля не увенчались успехом. И хотя не удалось выявить недра промышленной нефтеносности, все-таки была создана первичная основа в познании геологии нефти, нефтеразведочного дела. Кстати, уровень исследований геологического строения территории Казанской губернии в дооктябрьский период был выше, чем во многих других.

год. Создается Казанский совнархоз и в его составе отдел топлива с нефтяной секцией при нем, реорганизованной затем в районный (губернский) нефтяной комитет. В первые же годы советской власти правительство и В.И. Ленин вплотную занимаются вопросами организации нефтеразведочных работ. При этом особое внимание обращалось на поиски нефти в восточных районах страны - в Поволжье, на Урале и в Сибири.

К 1 июля 1919 года национализированы все нефтяные предприятия Казанской губернии. К 1920 году в ведении Казанского Райкомнефти находится около 50 нефтяных предприятий и нефтебаз.

Октябрь 1919 года. И.М. Губкин: "При благоприятных условиях разведки к жизни может быть вызван новый громадный нефтяной район, который будет иметь мировое значение". В Сюкеево было пробурено 13 скважин. В обстановке дефицита всего необходимого для нефтеразведки, голода, отсутствия квалифицированной рабочей силы разведка продолжалась до 1923 года. Но притока промышленной нефти получено не было, и в 1924 году не доведенные до конца буровые работы были прекращены, Управление Волжских нефтеразведок в Сюкеево ликвидировано.

год. Внимание к нефтяным недрам Поволжья и Татарии значительно ослабло, разведочное бурение было прекращено.

год. Вышло постановление ЦК ВКПБ "О положении нефтяной промышленности", которое поставило задачу о принятии неотложных мер по широкому развертыванию поисково-разведочных работ, выявлению новых нефтяных месторождений, особенно на востоке страны. Началось усиление нефтепоисковых работ в Поволжье и на Урале.

год. Татария оказалась самым отстающим по степени разведанности районом. Другие районы Урало-Поволжья продвинулись в этом плане далеко вперед, в некоторых уже добывалась нефть.

Образовано самостоятельное Геологическое управление Татарской АССР.

Постановление СНК СССР и ЦК ВКП (б)"О развитии новых нефтяных районов" стало поворотным этапом в истории нефтеразведки Татарии. В связи со строительством Куйбышевского гидроузла и затоплением части нефтяных площадей предлагалось форсировать разведку этих площадей. В Татарию были привлечены многие геологопоисковые и нефтеразведочные организации из соседних областей.

Март 1939 года. XVIII Съезд ВКП (б) выдвинул задачу создания "Второго Баку" - новой нефтяной базы между Волгой и Уралом.

год. Создана Шугуровская нефтепоисковая партия. Все геологоразведочные организации, работающие на территории Татарии, переданы в ведение треста "Татгеологоразведка".

Июль 1943 года. Открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину №1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г.Х. Хамидуллина.

-1946 годы. Открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.

год. Открыто Ромашкинское месторождение, одно из крупнейших в мире. Это ознаменовало начало этапа интенсивной разработки - была получена нефть из девонских песчаников на скважине №3 (суточный дебит 120 тонн). Добыча нефти составила по республике 422,3 тыс. тонн.

год. Впервые определены принципиальные основные положения разработки Ромашкинского месторождения. Было предложено эксплуатировать его с применением внутриконтурного заводнения.

Начато издание многотиражной газеты "Нефтяник Татарстана".

К 1950 году были открыты месторождения нефти с суммарными промышленными запасами 430 млн тонн. Несмотря на то, что к началу 50-х годов Татарстан располагал самыми крупными в стране промышленными запасами нефти, нефтедобывающая промышленность была развита слабо (пробурено 100 тыс. метров горных пород, построена 41 скважина).

1950 год. Постановлением Совета Министров СССР организовано объединение "Татнефть" в составе нефтедобывающих трестов "Бавлынефть", "Бугульманефть", бурового треста"Татбурнефть" <#"center">.2 Характеристика организационно-правовой формы нефтегазовой компании "Татнефть", виды и цель осуществляемой деятельности

"Татнефть" - одна из крупнейших отечественных нефтяных компаний, осуществляющая свою деятельность в статусе вертикально интегрированной Группы.

На долю Компании приходится около 8% всей добываемой нефти в РФ и свыше 80% нефти, добываемой на территории Татарстана. Акции ОАО "Татнефть" входят в группу наиболее востребованных на ведущих российских фондовых площадках: Лондонской фондовой бирже и в германской системе группы Дойче Бурс АГ.

Миссия компании:

Укрепление статуса международно-признанной, финансово-устойчивой компании, как одного из крупнейших вертикально-интегрированных отечественных производителей нефти и газа, продуктов нефтепереработки и нефтехимии, с обеспечением высокого уровня корпоративной социальной ответственности.

В состав Группы входят:

·нефтегазодобывающие производства (НГДУ <#"justify">производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура;

Основная территория деятельности - Российская Федерация. В то же время компания реализует стратегию эффективного наращивания запасов и расширения территории своего присутствия за пределами РФ. В частности, в 2010 году впервые за свою историю "Татнефть" начала промышленную добычу нефти в Сирии.

Основная ресурсная база Компании исторически расположена на территории Республики Татарстан. "Татнефть" последовательно реализует стратегию расширения ресурсной базы и наращивания запасов за счет разведки и добычи на внешних территориях, включая страны СНГ и Ближнего Востока, а также проведения опытно-промышленных работ на татарстанских месторождениях сверхвязкой нефти. По оценке независимой международной консалтинговой компании"Miller & Lents" <#"justify">·развитие нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических мощностей,

·расширение рынков сбыта нефти, газа, нефтехимической продукции,

·дальнейшее развитие собственной сети АЗС <#"justify">Татнефть" наряду с комплексом нематериальных активов и уникальных технологий в своем дальнейшем развитии делает ставку на эффективное использование ресурсов, оптимизацию управления и производственных процессов. Значимым этапом дальнейшего развития Компании стало формирование нового направления деятельности - производство тепла и электроэнергии. Создание собственного энергетического блока обеспечит потребность "Татнефти" в тепловой и электрической энергии для производственных объектов и позволит Компании закрепить свои позиции на топливо-энергетическом рынке.

Стоит также отметить, что производственная деятельность Компании отвечает высоким стандартам экологической <#"center">1.3 Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура

Корпоративная социальная ответственность является важнейшим принципом работы ОАО "Татнефть". Деятельность Компании в этой области носит системный характер и направлена на создание эффективных и безопасных рабочих мест, обеспечение социальной защищенности работников и членов их семей, непрерывное профессиональное развитие персонала, поддержание благоприятной социальной обстановки в регионах деятельности.

Являясь социально ответственным членом общества, Компания принимает на себя следующие обязательства перед всеми заинтересованными в ее деятельности сторонами:

действовать в соответствии с законодательством;

быть ответственным партнером государства;

защищать права акционеров;

ценить и уважать работников;

открыто информировать своих акционеров, клиентов и работников о своей деятельности;

действовать в соответствии с самыми высокими этическими стандартами;

нетерпимо относиться к нарушениям трудовой и общественной дисциплины, к коррупции и взяточничеству;

использовать свои ресурсы с максимальной эффективностью;

использовать новейшие технологические достижения;

заботиться об охране окружающей среды;

сотрудничать с общественными организациями;

стремиться к тому, чтобы каждый работник искренне гордился тем, что работает в Компании.

Принципы социальной политики Компании:

- социальные льготы и гарантии <#"center">.4 Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации газовых месторождений "Татнефти"

Основные объемы геологоразведочных работ осуществляются в Российской Федерации - на лицензионных территориях в Татарстане, а также в Республике Калмыкия, Оренбургской, Самарской областей, Ненецком автономном округе (ОАО "Татнефть" приобрело права на геологоразведку и разработку месторождений нефти, газа и конденсата в результате участия в аукционах, а также через покупку части бизнеса нефтяных компаний).

С участием ОАО "Татнефть" созданы 11 нефтяных дочерних и зависимых компаний:

- ЗАО "Татнефть-Самара" <#"justify">НАИМЕНОВАНИЕТЫС. ТРомашкинское15 247,8Ново-Елховское2 559,7Бавлинское1 077,3Сабанчинское576,2Первомайское356,9Бондюжское272,9

Компания стабильно обеспечивает прирост уровня добычи. В 2010 году объем добычи ОАО "Татнефть" составил 25,863 млн тонн. В целом по Группе "Татнефть" в 2010 году объем добычи составил 26,112 млн тонн нефти (в 2009 году 26,106 млн тонн нефти).

Для ОАО "Татнефть" пробурены и закончены строительством 331 скважина, в том числе 277 добывающих, из которых в первый год эксплуатации извлечено 393,5 тысяч тонн нефти.

Среднесуточный дебит новых скважин, введенных из бурения, в 2010 году составил 8,6 тонн в сутки.

1.5 Повышение эффективности нефтегазодобычи

Программы повышения эффективности нефтегазодобычи и энергосберегающие технологии. Применение передовой техники и новых технологий.

Компания разрабатывает и реализует программные мероприятия по повышению эффективности производства рентабельной добычи нефти за счет разработки и внедрения инновационных технологий, оптимизации фонда скважин и совершенствования системы разработки месторождений. Результаты этой работы позволили "Татнефти" в последние годы не только стабилизировать, но и увеличить объемы нефтедобычи.

Автоматизация работы

Работа фонда скважин и нефтепромыслового оборудования контролируется телеметрическими системами (7 316 ед.). Измерение, контроль технологических параметров и управление работой объекта осуществляются "интеллектуальными" программно-техническими комплексами, которые в автоматическом режиме принимают решение о работе оборудования. Передача текущего состояния объекта осуществляется с применением радиоканала и корпоративной сети на основе оптоволоконных линий связи.

Для автоматизации управления процессом добычи нефти и обеспечения оперативного контроля за разработкой месторождений применяется корпоративная информационная система "АРМИТС". Формирование геологической отчетности обеспечивается корпоративной информационной системой "Татнефть-Нефтедобыча". На базе данной системы осуществлено планирование затрат и учет геолого-технических мероприятий, а также мониторинг инвестиционного портфеля. Решение специализированных задач осуществляется с применением узконаправленных прикладных программных комплексов.

Эффективным инструментом для контроля за работой опытных скважин в реальном масштабе времени является измерение температуры по стволу скважины с применением волоконно-оптической системы с распределенными датчиками температуры. Полученная информация системы термометрии скважин используется для создания постоянно действующей модели месторождения сверхвязкой нефти.

Поиск месторождений

С целью поиска месторождений, кроме стандартных технологий, таких как сейсморазведка, Компанией применяется ряд новых:

·прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта;

·"Нейросейсм";

·сбор углеводородных газов из почвы и оценка ореола рассеивания углеводородов Gore Sorber;

·низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ);

·геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ);

·электромагнитное зондирование (ЭМЗ);

·комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д "Stratimegic".

Бурение

Более 95% объемов бурения для Компании сегодня выполняется с использованием новых технологий вскрытия продуктивных пластов, направленных на повышение дебита скважин. В эксплуатацию было введено 7 многозабойных скважин со средним дебитом 9,7 т/сут., 33 горизонтальные скважины со средним дебитом 10,3 т/сут. Средний дебит скважин, пробуренных с применением данных технологий, в 1,2 раза выше аналогичного показателя наклонно-направленных скважин.

Большая работа проводится по оптимизации структуры бурения, где значительную долю занимает фонд скважин, пробуренных с применением технологии бурения скважин малого диаметра. Этот метод позволяет более чем на 30% снизить стоимость строительства скважин в сравнении с обычными. К концу 2010 года в "Татнефти" пробурено 57 таких скважин.

Добыча

Определяющее значение в добыче нефти имеет применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, которое дает 45% общего объема нефтедобычи Компании. Анализ инновационного развития нефтедобычи Компании показывает, что внедрение современных МУН и увеличение на 1% коэффициента извлечения нефти на уже разрабатываемых месторождениях обеспечивает дополнительно около 50 млн тонн извлекаемых запасов.

Фонд скважин "Татнефти", оснащенный цепными приводами, к концу 2010 года составил 1 247 единиц. Широкое применение цепных приводов позволяет уменьшить количество подземных ремонтов на проблемном фонде скважин в 1,5-2 раза и снизить энергозатраты на подъем продукции. На 761 добывающей скважине внедрены системы одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной. Средний прирост дебита нефти в 2010 г. за счет применения ОРЭ составил 3,7 т/сут. Эффективность внедренного на сегодняшний день оборудования технологии ОРЭ, ОРЭ и З, ОРЗ составляет более 1 млн тонн дополнительной добычи нефти ежегодно.

За 2011 год 494 нагнетательные скважины оснащены высокогерметичными пакерами М1-Х. Всего с начала реализации целевой программы по защите эксплуатационных колонн нагнетательных скважин от высокого давления и коррозионного разрушения пакеры М1-Х внедрены на 3047 нагнетательных скважинах. В целом различными типами пакеров оснащены более 50% действующего фонда нагнетательных скважин.

Энергоэффективные технологии

Компания нацелена на применение энергоэффективных технологий, позволяющих оптимизировать производственные энергозатраты. К настоящему времени ОАО "Татнефть" располагает 15 видами таких решений.

Типовым комплексным решением энергоэффективной схемы добычи, сбора и подготовки нефти является разработка и эксплуатация Архангельского месторождения в НГДУ "Ямашнефть", где реализованы такие решения, как технологии ОРЭ на нагнетательных и добывающих скважинах, внедрение многофазных насосов, закачка полимеров различных модификаций, использование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии и подготовки нефти, эксплуатация скважин насосами с цепным приводом и другие.

Комплексная реализация технологических решений и методов, применяемых в Компании, позволяет сократить энергетические затраты относительно базовой модели обустройства объекта в среднем до 20%.

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ МОЩНОСТИ НГДУ "ЕЛХОВНЕФТЬ"

В 2010 году собственная переработка нефти ОАО "Татнефть" производилась на НПУ НГДУ "Елховнефть" с высокой степенью загрузки производственных мощностей завода, прошедших качественную модернизацию в целях обеспечения выполнения требований регламента и выпуска нефтепродуктов класса ЕВРО 3, 4, 5.

ВЫРАБОТКА НЕФТЕПРОДУКТОВ ЕЛХОВСКОЙ НПУ ЗА 2009-2010 ГГ. (ТЫС. Т) в таблице 2

Таблица 2

Наименование продукции2009 год2010 годБензин Регуляр-9239,853,5Бензин Нормаль-8030,520,5Дизельное топливо98,995,6Печное топливо3,913,1Сера0,40,5

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС "ТАНЕКО"

В 2010 году успешно завершены в намеченные сроки строительно-монтажные работы на объектах первой очереди собственного нефтеперерабатывающего Комплекса заводов "ТАНЕКО". В режиме комплексного опробывания получены первые продукты переработки: прямогонная нафта и топливо технологическое экспортное. Последовательно ведется сдача в эксплуатацию объектов внешней инфраструктуры Комплекса - нефтепровода, продуктопровода и железнодорожной сети. В ближайшей перспективе планируется пуск в эксплуатацию вакуумного блока ЭЛОУ-АВТ-7, установок висбрекинга и производства серы, обеспечивающих выпуск керосина технического, печного топлива, вакуумного газойля, котельного топлива и товарной серы.

В перспективе Комплекс будет производить около 20 видов продуктов переработки нефти, в том числе импортозамещающую продукцию.

Уникальность проекта "ТАНЕКО" в целом заключается в глубокой переработке тяжелой, высокосернистой нефти - до 96,9%. Проектная мощность - 7 млн тонн нефти в год.

После завершения основного этапа строительства Комплекса заводов "ТАНЕКО" и запуска первых производственных мощностей для обеспечения дальнейшего строительства Комплекса создано специальное подразделение Компании - Управление по реализации проекта строительства комбинированной установки гидрокрекинга.

Строительство комбинированной установки гидрокрекинга предназначено для увеличения глубины переработки тяжелых остатков нефтей с выпуском товарных продуктов: дизельного топлива, керосина, базовых масел и другой продукции. Ввод в эксплуатацию установки позволит улучшить технико-экономические показатели проекта в целом, снизить сроки окупаемости.

ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ МОЩНОСТИ

В рамках модернизации газоперерабатывающего производства введена в действие новая криогенная установка по глубокой переработке сухого отбензиненного газа, построенная по специальной технологии, не имеющей аналогов в России. В отчетном году на объекты газопереработки Управления "Татнефтегазпереработка" было принято попутного нефтяного газа - 692,8 млн м3, ШФЛУ УКПН - 283,6 тыс. тонн. Переработано 687,95 млн м3 попутного нефтяного газа и 282,7 тыс. тонн ШФЛУ УКПН.

Реализация нефти и нефтегазопродуктов

В 2010 году подготовлено и сдано в систему транспорта 25 292,9 тыс. тонн ресурсов ОАО "Татнефть", с учетом остатков поставлено потребителям 25 363 тыс. тонн, что на 432 тыс. тонн или 1,7% меньше, чем за 2009 год (снижение объема поставок нефти обусловлено вовлечением в реализацию в 2009 году остатков нефти в объеме 459 тыс. тонн, находившихся в системе АК "Транснефть" на 01.01.2009 г.).

Кроме собственных ресурсов через Управление по реализации нефти и нефтепродуктов ОАО "Татнефть" в отчетном году было реализовано 2 283 тыс. т нефти независимых нефтяных компаний, в том числе: на экспорт (комиссия ДЗ и БЗ) - 980,7 тыс. тонн, на внутреннем рынке - 1 303 тыс. тонн.

Распределение поставок ресурсов ОАО "Татнефть" по основным направлениям (тыс. т) в таблице 3

Таблица 3

НАИМЕНОВАНИЕ2009 год2010 годЭкспорт ДЗ15 893,816 236,1Экспорт БЗ1 404,1515,2НПЗ России: 8 435,88 557,8в том числе: НПЗ ОАО "ТАИФ-НК"6 150,46 377,1ОАО "Московский НПЗ"1 836,61 528,4ОАО "ЛУКОЙЛ-НОРСИ"76,81,9ОАО "Славнефть-ЯНОС"301,5491,6ОАО "ТАНЕКО"-102,0

Реализация газопродуктов Переработка собственного углеводородного газового сырья Компании ведется на мощностях ОАО "Нижнекамскнефтехим" и объектах газопереработки Управления "Татнефтегазпереработка".

Для обеспечения предприятий нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан сырьевыми ресурсами и оптимальной загрузки их производственных мощностей, в 2010 году было отгружено 38,1 тыс. т изобутана, 29,1 тыс. т суммы петнатов, 26,1 тыс. т БГС, 87,3 тыс. т этана. Для нужд населения за 2010 год было поставлено 27,4 тыс. тонн сжиженного газа.

1.6 Перспективы развития мирового газового рынка

Перспективы развития Татнефти в значительной степени связаны с реализацией мероприятий, направленных на увеличение объемов производства. Однако, как было отмечено выше, значительная часть разрабатываемых компанией месторождений нефти находится на поздней стадии разработки, что ведет к росту себестоимости добычи. В этих условиях существенное значение приобретает работа по поиску новых месторождений.

В 2000 году компания Татнефть намерена довести объемы бурения до 1130 тыс. м (630 тыс. м в 1999 году). Причем геологоразведочные работы ведутся не только на территории Татарстана, но и на территориях других регионов России. Татнефть ведет переговоры по расширению лицензионных границ Матросовского нефтяного месторождения (Оренбургская область). Кроме того, возможно достижение соглашения на участие компании в разработке месторождений нефти на территории Республики Коми. Еще одним направлением деятельности Татнефти является расширение своего присутствия в других странах. В настоящее время заключены соглашения на освоение месторождений и внедрение новых технологий с Ираном, Ираком, Монголией, Индией, Китаем и другим странами. В 2000 году предприятие намерено пробурить 45 скважин в Ираке, а в 2001 году - еще 33 скважины. Компания также подписала контракт с Ираном на изучение геологического строения нефтегазоносных площадей в этой стране. Кроме того, Совет директоров Татнефти принял решение о создании представительства в Монгольской Народной Республике в городе Улан-Баторе. По словам заместителя генерального директора, директора внешнеэкономической фирмы АО "Татнефть" Хамита Кавеева, представительство создается для участия в ближайшие месяцы в тендере на проведение геологоразведочных работ на юге Монголии. Предварительный геологический анализ блока свидетельствует, что хотя проект и достаточно рискованный, но имеются шансы на обнаружение нефти. В случае подтверждения наличия нефтяных запасов Татнефть планирует заключить контракт с правительственными органами Монголии на разработку месторождения на условиях раздела продукции. К приоритетным инвестиционным проектам компании можно отнести и строительство Нижнекамского НПЗ. В 2000 году на реализацию этого проекта компания Татнефть намерена направить 400 млн. руб. До конца года планируется смонтировать установку висбрекинга и завершить реконструкцию установки ЭЛОУ-АВТ. Как было отмечено выше, после окончания строительства завод сможет выпускать 1 млн. тонн прямогонного бензина в год, 1.5 млн. тонн дизельного топлива, 700 тыс. тонн автомобильных бензинов, 400 тыс. тонн битума, соответствующих европейским стандартам. Причем Нижнекамский НПЗ будет ориентирован на переработку высокосернистой нефти, добываемой Татнефтью, цена которой ниже, чем цена нефти, добываемой в Западной Сибири. С пуском Нижнекамского НПЗ в России появится первое предприятие, способное производить глубокую переработку тяжелых сортов нефти с высоким содержанием серы. Раньше такая нефть перерабатывалась только на Украине - на Кременчугском НПЗ. Таким образом, строительство собственного ПНЗ, с одной стороны, позволит снизить потери от реализации низкокачественной нефти, а с другой - позволить обеспечить АЗС Татнефти (число которых предполагается довести до 500) собственными нефтепродуктами.

2. Экономическая эффективность разработки газового месторождения. Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения

2.1 Объем годовой добычи газа по месторождению и структура объектов добычи и подготовки газа

Нормативно-справочные материалы в курсовой работе приведены для базового (М) 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.

Основные сооружения строительства объектов добычи и подготовки газа:

·кусты газовых скважин;

·сбор газа;

·установка комплексной подготовки газа;

·водозаборные и канализационные очистные сооружения;

·электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения;

·автомобильные дороги и вертолетная площадка;

·межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения;

·промбаза;

·комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов;

·вахтовый жилой комплекс;

·автоматизированная система управления технологическим процессом;

·радиолинейная станция;

·временные здания и сооружения.

Структура объектов добычи и подготовки газа представлена на рисунке 1

Рис. 1 Схема добычи и подготовки газа

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

К= К* (М/М) ,

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

М и М - мощность объектов;

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

Показатель мощности объекта М2 для исследуемого предприятия составляет 31 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 "Татнефть" составит:

К2 = 31205,56 * (31 /20) 9/10 = 39574,32 млн. руб.

2.2 Обоснование технологических решений по добыче и подготовке газа

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.

2.3 Капитальные вложения

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.

Ниже приводится алгоритм расчета капитальных вложений для газовых месторождений. Данный алгоритм применим при исследовании возможностей и предварительном проектировании.

Для газовых месторождений:

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

где: KBгм - суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;

Kcкв - капитальные вложения в бурение скважин;

Kшл - капитальные вложения в шлейфы;

Kкол - капитальные вложения в газосборный коллектор;

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

Кмд - капитальные вложения в строительство магистральной автодороги;

Ккс - капитальные вложения в компрессорную станцию (КС);

Kпд | - капитальные вложения в промысловые дороги;

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

Капитальные вложения в освоение месторождения определяются укрупнено на основании анализа проектно-сметной документации газовых месторождений. Капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К), определенные сводными сметными расчетами, для ОАО "Татнефть" составляют (без учета НДС) 31205,56 млн. руб.

Капитальные вложения в объекты производственного назначения,

ОАО "Татнефть" в млн. руб. в таблице 4.

Таблица 4

Наименование затратОбщая сметная стоимость, млн. руб. сумма% к итогу Объекты 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

)31205,56 * 0,26 = 8113,44

2)31205,56 * 0,098 = 3058,14

)31205,56 * 0,535 = 16694,97

)31205,56 * 0,107 = 3339

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.

Структура капитальных вложений в таблице 5

строительства объектов добычи и подготовки газа, (без учета НДС), в млн. руб.

Таблица 5

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 площадка 2170,3513.0Межплощадочные 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 16694,97100.00

)16694,97 * 0,05 = 834,75

2)16694,97 * 0,19 = 3172,04

)16694,97 * 0,17 = 2838,14

)16694,97 * 0,02 = 333,9

)16694,97 * 0,03 = 500,85

)16694,97 * 0,13 = 2170,35

)16694,97 * 0,05 = 834,75

)16694,97 * 0,05 = 834,75

)16694,97 * 0,002 = 33,39

)16694,97 * 0,03 = 500,85

)16694,97 * 0,013 = 217,03

)16694,97 * 0,004 = 66,78

)16694,97 * 0,011 = 183,64

)16694,97 * 0,75 = 12521,23

)16694,97 * 0,05 = 834,75

)16694,97 * 0,13 = 2170,35

)16694,97 * 0,01 = 166,95

)16694,97 * 0,0002 = 3,34

)16694,97 * 0,03 = 500,85

)16694,97 * 0,03 = 500,85

)16694,97 * 0,058 = 968,3

Таким образом, суммарные капитальные вложения представлены в таблице 6

Суммарные капитальные вложения (без учета НДС) млн. руб.

Таблица 6

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 "Татнефть" без учета НДС составляют 36331,58 млн. руб.

2.4 Издержки производства

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 7.

Учитывая мощность объекта - 31 млрд. м3, рассчитаем стоимость электроэнергии и вспомогательных материалов.

Расчет стоимости электроэнергии и вспомогательных материалов в таблице 7

Таблица 7

Наименование затратколичество1. Электроэнергия1.1 Плата за установленную мощностьКоличество кВт в расчете на 1 млрд. м3315Цена единицы руб. /кВт3168Сумма платы за установленную мощность тыс. руб. 30935,51.2 Расход электроэнергииКоличество тыс. кВт*час в расчете на 1 млрд. м32452,5Цена единицы руб. /кВт*час0.167Сумма платы за расход электроэнергии тыс. руб. 12,7Итого по электроэнергии30948,22 Вспомогательные материалы2.1 МетанолКоличество т в расчете на 1 млрд. м3504.0Цена единицы руб. /т 6180Сумма тыс. руб. 96556,322.2 ТЭГКоличество т в расчете на 1 млрд. м33652.7Цена единицы руб. /т16769Сумма тыс. руб. 1898815,912.3 МаслоКоличество т в расчете на 1 млрд. м33373.2Цена единицы руб. /т6491Сумма тыс. руб. 678758,6Итого по вспомогательным материалам2705139,03

)315 * 3168 * 31 = 30935520 (30935,5 тыс. руб)

2)2452,5 * 0,167 * 31 = 12696,59 (12,7 тыс. руб)

)30935,5 + 12,7 = 30948,2

)504 * 6180 * 31 = 96556320 (96556,32 тыс. руб)

)3652,7 * 16769 * 31 = 1898815915,3 (1898815,91 тыс. руб)

)3373,2 * 6491 * 31 = 678758677,2 (678758,6 тыс. руб)

Таким образом, стоимость электроэнергии составит - 30948,2 тыс. руб., стоимость вспомогательных материалов - 2705139,03 тыс. руб.

2.5 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 1,55 раза, поэтому общая численность производственно-промышленного персонала составит:

Числн. = 570 * 1,5 * 0,85 = 727 человек.

Фонд заработной платы составит:

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

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

Таблица 8

Исходные данные расчета платежей и налогов

ПоказателиЗначениеНалогооблагаемая базаСумма платежей и налогаПЛАТЕЖИ И НАЛОГИПлатежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых, %16,590705057,6 14966334,5Налог на пользователей автомобильных дорог, %1,0 90705057,61907050,5Единый социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев, %26,0183160,3847621,7Добровольное страхование 1848845,1добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб. /чел. 107277270добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование, %12,0183160,3821979,2добровольное медицинское страхование, %3,0183160,385494,8добровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда, %2,090705057,61814101,1Плата за природопользование5256,795256,7

1)90705057,6* 0,165 = 14966334,5

2)90705057,6* 0,01 = 1907050,5

)183160,38 * 0,26 = 47621,7

)183160,38 * 0,12 = 21979,2

)183160,38* 0,03 = 5494,8

)90705057,6* 0,02 = 1814101,1

Таким образом, налоговая нагрузка на предприятие составит 18775108,5 тыс. руб.

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 в тыс. руб. в таблице 9

Таблица 9

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

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 * 31000 * 3000/100 = 9300000 тыс. руб.

Расчет издержек на производство газа представлен в таблице 10.

Расчет издержек на производство газа в млн. руб.

Таблица 10

Наименование затратВ расчете на 1 млрд. м3В расчете на весь объем производства газа1. Вспомогательные материалы87,22705,12. Электроэнергия покупная0,9930,93. Заработная плата5,90183,164. Социальное страхование и обязательное страхование от несчастных случаев1,547,65. Отчисления в ремонтный фонд0,051,566. Амортизационные отчисления на реновацию0,113,437. Прочие затраты18,4570,72Итого114,13542,47Налоги, включаемые в себестоимость1. Налог на добычу полезных ископаемых482,714966,332. Налог на пользователей а/дорог61,51907,03. Плата за природопользование0,165,264. Расходы по добровольному страхованию (страхование имущества организации, долгосрочное страхование жизни работников, медицинское страхование, страхование работника на случай смерти или утраты работоспособности) 58,51814,1Итого налогов и платежей602,8618692,69Итого издержек производства 716,9622235,16Затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам3009300Всего издержек производства1016,9631535,16

Таким образом, себестоимость 1 млрд. м3 газа составит 1016,96 млн. руб.

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.

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

Амортизационные отчисления рассчитывались 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%.

Расчет налоговых отчислений.

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

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), (3)

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 12.

Выход товарной продукции в натуральном выражении

Таблица 12

Наименование показателей%В расчетена 1 млрд. мЗна полный объем добычи1. Добыча газа в год, млрд. мЗ100 (Данные табл.1) -312. Расход газа на собственные нужды всего, млрд. мЗ0,580,00580,1798в том числе: технологические нужды - котельная0,050,00050,0155 - электростанция0,080,00080,0248 - компрессорная станция0,450,004530,7833. Выход товарного газа, млрд. м399,30,99321,545в том числе: 2,17 - для реализации в регионе, всего69,50,69519,375из него: - населению7,00,079,238 - промышленности и др. потребителям62,50,6250,1798 - для реализации на внешнем рынке29,80,2980,0155

) Избавляемся от процентов, делим на 0.01 - получаем расчет на 1 млрд. мЗ

) 0,0058 * 31 = 0,1798

) 0,0005 * 31 = 0,0155

) 0,0008 * 31 = 0,0248

) 0,993 * 31 = 30,783

) 0,695 * 31 = 21,545

) 0,07 * 31 = 2,17

) 0,625 * 31 = 19,375

) 0,298 * 31 = 9,238

Данные для определения выручки от реализации газа представлены в таблице 7. При расчете учитываем курс доллара на 17.12.2012 года в размере 30,680 за 1$.

Расчет выручки от реализации товарной продукции в таблице 13.

Таблица 13

Наименование показателейЦена, руб/тыс. м3В расчете на полный объем реализации газа Реализации в регионе, всего209651026000из него: - населению896,027776000 - промышленности и др. потребителям 1200,023250000 - для реализации на внешнем рынке 140 долл. за тыс. м3 39679057,6Реализация всего90705057,6

)896 * 31000 * 0,07 = 27776000

2)1200 * 31000 * 0,625 = 23250000

)140 * 30,680 * 31000 * 0,298 = 39679057,6

)23250000+27776000=51026000

)896+1200=2096

2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения

Экономический эффект от производства определим по формуле:

(4)

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 14.

Расчет экономического эффекта таблица 14

Таблица 14

ПоказателиСумма, млн. руб. Текущие расходы (себестоимость) при производстве продукции (С) 31535,16Капитальные вложения при организации производства (К) 36331,58Коэффициент эффективности капитальных вложений (Е) 0,15Реализация продукции, всего476217,6Прибыль от реализации продукции (П) 90705,0Экономический эффект от производства продукции (Э) 85255,263

Таким образом, экономический эффект от эксплуатации месторождения газа составит 85255,263 млн. руб.

Основные технико-экономические показатели производства в таблице 15.

Таблица 15

Наименование показателейЕдиницы измеренияПоказателиОбъем производства продукциимлрд. м/год31Капитальные вложения, всегов том числе: Настроительство объекта на смежные работымлн. руб. 36331,58 31205,56 5126,02Удельные капитальные вложенияруб. /1000 м1651,43Себестоимость 1 тыс. м² газа827,6Цена 1 тыс. м² газа1493,63Товарная продукциямлн. руб. 46302,6Затраты на производство (суммарная себестоимость) млн. руб. 18207,62Годовая прибыль28094,98Затраты на 1 рубль товарной продукциируб. /руб. 0,39Рентабельность продукции%154,3Приведенные затратымлн. руб. 23707,36Срок окупаемости капитальных вложенийлет1,29Численность чел. 616Производительность труда75,17Экономический эффектмлн. руб. 85255,26

Год. прибыль = Тов. продукция - Сум. себестоимость = 46302,6 - 18207,62 = 28094,98

Цена = Тов. продукция / объем = 46302,6/31 = 1493,63

Затраты на 1 рубль = Затраты на пр-во / тов. продкуция = 18207,62/46302,6 = 0,39

Рентабельность = Год. прибыль / затраты на пр-во = 28094,98/18207,62 = 154,3

Приведенные затраты = Суммарная себестоимость + ЕК = 18207,62 + 5499,737 = 23707,36

Срок окупаемости = К / П = 36331,58/28094,98 = 1,29

Производительность труда = Тов. продукция / численность = 46302,6/570 = 81,23

Таким образом, можно сделать вывод, что на разработку газового месторождения с планируемым объемом производства продукции в 31 млрд. м в год будет потрачено 36331,58 млн. руб., при этом предполагается получение годовой прибыли в размере 28094,98 млн. руб. с достаточно высокой долей рентабельности 154,3%. Производительность труда согласно расчетам составляет 81,23 млн. руб. на человека, что характеризуется с положительной стороны. Капитальные вложения окупятся предположительно за 15 месяцев и ОАО "Татнефть" получит экономический эффект в размере 85255,2 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 "Татнефть" и определили, что она является одной из крупнейших нефтяных компаний, активно развивающей секторы геологоразведки, добычи, транспортировки, хранения, переработки и реализации газа, газового конденсата и нефти, а также производство и сбыт тепло и электроэнергии.

Также была рассмотрена история создания предприятия ОАО "Татнефть" и его стратегия, диверсификации видов деятельности, обеспечения надежности поставок. Социальная инфраструктура организации строится на собственной социальной политике на основе гармоничного сочетания интересов своих сотрудников, а также формирует систему корпоративного управления, отвечающую общепризнанным мировым стандартам и обеспечивающую реализацию всех прав его акционеров, позволяющую построить эффективные взаимоотношения с акционерами, инвесторами и иными заинтересованными лицами.

Согласно проведенным расчетам по определению экономической эффективности разработки нефтегазового месторождения ОАО "Татнефть" можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств, что подтверждается положительными данными расчетов, а именно размер экономического эффекта составит 85255,2 млн. руб. при окупаемости проекта за 15 месяцев.

Список литературы

1.www.tatneft.ru <http://www.tatneft.ru>

.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.

.Грибов В.Д., Грузинов В.П. Экономика предприятия: Учеб. Пособие - М.: Финансы и статистика, 2003.

.Коммерческая деятельность производственных предприятий (фирм): Учебник /Под ред. проф. О.А. Новикова и проф.В. В. Щербакова. СПб.: Изд-во СПбГУЭФ. 1999.

.Михайлушкин А.И., Шимко П.Д. Экономика транснациональной компании: Учебное пособие. - СПб.: СПбГИЭУ, 2005.

.Чуев И.Н., Чечевицына Л.Н. Экономика предприятия. - М.: Изд-торговая корпорация "Дашкова и К", 2005.

.Экономика предприятия: Учебник для вузов /Под ред.П. П. Табурчак и В.М. Тумин. - СПб.: Химиздат, 2001.

.Экономика предприятия: Учебник /Под ред.А.Е. Карлика, М.Л. Шухгальтер. - М.: ИНФРА-М, 2003.

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Больше работ по теме: