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" <#"664525.files/image001.gif">) 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
затрат
|
Общая сметная
стоимость, млн. руб.
|
|
сумма
|
% к итогу
|
|
Объекты
производственного назначения, всего
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
1) бурение
газовых скважин
|
8113,45
|
26.0
|
|
2) объекты для
обеспечения бурения скважин
|
3058,14
|
9.8
|
|
3)
строительство объектов добычи и подготовки газа
|
16694,97
|
53.5
|
|
4) газопровод -
подключения к системе магистральных газопроводов
|
3339
|
10.7
|
|
Всего
|
31205.56
|
100.00
|
) 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
сооружений
|
Общая
стоимость, млн. руб.
|
% к итогу
|
|
Кусты газовых
скважин
|
834,75
|
5.0
|
|
Сбор газа
|
3172,04
|
19.0
|
|
Установка
комплексной подготовки газа
|
2838,14
|
17.0
|
|
Водозаборные и
канализационные очистные сооружения
|
333,90
|
2.0
|
|
Электростанция
ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения
|
500,85
|
3.0
|
|
Автомобильные
дороги и вертолетная площадка
|
2170,35
|
13.0
|
|
Межплощадочные
инженерные коммуникации и сооружения
|
834,75
|
5.0
|
|
Промбаза
|
834,75
|
5.0
|
|
Комплекс утилизации
ТБО и промышленных отходов
|
33,39
|
0.2
|
|
Вахтовый жилой
комплекс
|
500,85
|
3.0
|
|
Автоматизированная
система управления технологическим процессом
|
217,03
|
1.3
|
|
Оконечная
радиолинейная станция
|
66,79
|
0.4
|
|
Затраты
заказчика
|
183,64
|
1.1
|
|
Итого по
площадкам
|
12521,23
|
75.0
|
|
8. Временные
здания и сооружения
|
834,75
|
5.0
|
|
9. Прочие
работы и затраты
|
2170,35
|
13.0
|
|
10. Содержание
дирекции (технического надзора) строящегося предприятия
|
166,95
|
1.0
|
|
11. Подготовка
эксплуатационных кадров
|
333,90
|
0.02
|
|
12. Проектные и
изыскательные работы
|
500,85
|
3.0
|
|
Резерв на
непредвиденные работы и затраты
|
500,85
|
3.0
|
|
Затраты на
инжиниринговые услуги
|
968,31
|
5.8
|
|
Всего
|
16694,97
|
100.00
|
) 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
затрат
|
Суммарные
капитальные вложения,
|
|
млн. руб.
|
|
1. Объекты, в
том числе:
|
31205,56
|
|
Бурение скважин
|
8113,45
|
|
Обеспечение
бурения
|
3058,14
|
|
Строительство
объектов добычи и подготовки газа
|
16694,97
|
|
Газопровод -
подключения к системе магистральных газопроводов
|
3339
|
|
2. Затраты по
компримированию газа
|
4323,34
|
|
3. Затраты по
внешнему электроснабжению
|
802,68
|
|
Всего
|
36331,58
|
Таким образом, суммарные капитальные вложения ОАО
"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
затрат
|
количество
|
|
|
|
1.
Электроэнергия
|
|
|
1.1 Плата за
установленную мощность
|
|
|
Количество кВт
в расчете на 1 млрд. м3
|
315
|
|
Цена единицы
руб. /кВт
|
3168
|
|
Сумма платы за
установленную мощность тыс. руб.
|
30935,5
|
|
1.2 Расход
электроэнергии
|
|
|
Количество тыс.
кВт*час в расчете на 1 млрд. м3
|
2452,5
|
|
Цена единицы
руб. /кВт*час
|
0.167
|
|
Сумма платы за
расход электроэнергии тыс. руб.
|
12,7
|
|
Итого по
электроэнергии
|
30948,2
|
|
2
Вспомогательные материалы
|
|
|
2.1 Метанол
|
|
|
Количество т в
расчете на 1 млрд. м3
|
504.0
|
|
Цена единицы
руб. /т
|
6180
|
|
Сумма тыс. руб.
|
96556,32
|
|
2.2 ТЭГ
|
|
|
Количество т в
расчете на 1 млрд. м3
|
3652.7
|
|
Цена единицы
руб. /т
|
16769
|
|
Сумма тыс. руб.
|
1898815,91
|
|
2.3 Масло
|
|
|
Количество т в
расчете на 1 млрд. м3
|
3373.2
|
|
Цена единицы
руб. /т
|
6491
|
|
Сумма тыс. руб.
|
678758,6
|
|
Итого по
вспомогательным материалам
|
2705139,03
|
) 315 * 3168 * 31 = 30935520 (30935,5 тыс. руб)
2) 2452,5 * 0,167 * 31 = 12696,59 (12,7 тыс. руб)
) 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
|
Показатели
|
Значение
|
Налогооблагаемая
база
|
Сумма платежей
и налога
|
|
ПЛАТЕЖИ И
НАЛОГИ
|
|
|
|
|
Платежи и
налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых, %
|
16,5
|
90705057,6
|
14966334,5
|
|
Налог на
пользователей автомобильных дорог, %
|
1,0
|
90705057,6
|
1907050,5
|
|
Единый
социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев,
%
|
26,0
|
183160,38
|
47621,7
|
|
Добровольное
страхование
|
|
|
1848845,1
|
|
добровольное
страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения
служебных обязанностей, тыс. руб. /чел.
|
10
|
727
|
7270
|
|
добровольное
долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование, %
|
12,0
|
183160,38
|
21979,2
|
|
добровольное
медицинское страхование, %
|
3,0
|
183160,38
|
5494,8
|
|
добровольное
страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение
вреда, %
|
2,0
|
90705057,6
|
1814101,1
|
|
Плата за природопользование
|
|
5256,79
|
5256,7
|
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
затрат
|
Итого
|
|
|
|
1. Плата за
предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу
|
40,71
|
|
2. Плата за
сброс предельно допустимых загрязняющих веществ в водные объекты
|
849,95
|
|
3. Плата за
воду отбираемую из водных источников
|
23,40
|
|
3. Плата за
землю
|
2917,73
|
|
4. Ведение
производственного экологического контроля (мониторинга) окружающей природной
среды
|
1425,0
|
|
Всего
|
5256,79
|
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
затрат
|
В расчете на 1
млрд. м3
|
В расчете на
весь объем производства газа
|
|
1.
Вспомогательные материалы
|
87,2
|
2705,1
|
|
2.
Электроэнергия покупная
|
0,99
|
30,9
|
|
3. Заработная
плата
|
5,90
|
183,16
|
|
4. Социальное
страхование и обязательное страхование от несчастных случаев
|
1,5
|
47,6
|
|
5. Отчисления в
ремонтный фонд
|
0,05
|
1,56
|
|
6. Амортизационные отчисления на
реновацию
|
0,11
|
3,43
|
|
7. Прочие затраты
|
18,4
|
570,72
|
|
Итого
|
114,1
|
3542,47
|
|
Налоги,
включаемые в себестоимость
|
|
|
|
1. Налог на
добычу полезных ископаемых
|
482,7
|
14966,33
|
|
2. Налог на
пользователей а/дорог
|
61,5
|
1907,0
|
|
3. Плата за природопользование
|
0,16
|
5,26
|
|
4. Расходы по
добровольному страхованию (страхование имущества организации, долгосрочное
страхование жизни работников, медицинское страхование, страхование работника
на случай смерти или утраты работоспособности)
|
58,5
|
1814,1
|
|
Итого
налогов и платежей
|
602,86
|
18692,69
|
|
Итого
издержек производства
|
716,96
|
22235,16
|
|
Затраты на
оплату услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам
|
300
|
9300
|
|
Всего
издержек производства
|
1016,96
|
31535,16
|
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 расчете
|
|
|
на 1 млрд. мЗ
|
на полный объем
добычи
|
|
1. Добыча газа
в год, млрд. мЗ
|
100 (Данные
табл.1)
|
-
|
31
|
|
2. Расход газа
на собственные нужды всего, млрд. мЗ
|
0,58
|
0,0058
|
0,1798
|
|
в том числе:
технологические нужды - котельная
|
0,05
|
0,0005
|
0,0155
|
|
-
электростанция
|
0,08
|
0,0008
|
0,0248
|
|
-
компрессорная станция
|
0,45
|
0,0045
|
30,783
|
|
3. Выход
товарного газа, млрд. м3
|
99,3
|
0,993
|
21,545
|
|
в том числе:
|
|
|
2,17
|
|
- для
реализации в регионе, всего
|
69,5
|
0,695
|
19,375
|
|
из него: -
населению
|
7,0
|
0,07
|
9,238
|
|
-
промышленности и др. потребителям
|
62,5
|
0,625
|
0,1798
|
|
- для
реализации на внешнем рынке
|
29,8
|
0,298
|
0,0155
|
) 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
показателей
|
Цена, руб/тыс.
м3
|
В расчете на полный
объем реализации газа
|
|
Реализации в
регионе, всего
|
2096
|
51026000
|
|
из него: -
населению
|
896,0
|
27776000
|
|
-
промышленности и др. потребителям
|
1200,0
|
23250000
|
|
- для
реализации на внешнем рынке
|
140 долл. за
тыс. м3
|
39679057,6
|
|
Реализация
всего
|
|
90705057,6
|
) 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
|
Показатели
|
Сумма, млн.
руб.
|
|
Текущие расходы
(себестоимость) при производстве продукции (С)
|
31535,16
|
|
Капитальные
вложения при организации производства (К)
|
36331,58
|
|
Коэффициент
эффективности капитальных вложений (Е)
|
0,15
|
|
Реализация
продукции, всего
|
476217,6
|
|
Прибыль от
реализации продукции (П)
|
90705,0
|
|
Экономический
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
показателей
|
Единицы
измерения
|
Показатели
|
|
Объем производства
продукции
|
млрд. м /год31
|
|
|
Капитальные
вложения, всегов том числе: Настроительство объекта на смежные работы
|
млн. руб.
|
36331,58
31205,56 5126,02
|
|
Удельные
капитальные вложения
|
руб. /1000 м1651,43
|
|
|
Себестоимость 1
тыс. м² газа
|
|
827,6
|
|
Цена 1 тыс. м² газа
|
|
1493,63
|
|
Товарная
продукция
|
млн. руб.
|
46302,6
|
|
Затраты на
производство (суммарная себестоимость)
|
млн. руб.
|
18207,62
|
|
Годовая прибыль
|
|
28094,98
|
|
Затраты на 1
рубль товарной продукции
|
руб. /руб.
|
0,39
|
|
Рентабельность
продукции
|
%
|
154,3
|
|
Приведенные
затраты
|
млн. руб.
|
23707,36
|
|
Срок
окупаемости капитальных вложений
|
лет
|
1,29
|
|
Численность
|
чел.
|
616
|
|
Производительность
труда
|
|
75,17
|
|
Экономический
эффект
|
млн. 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.