Экономическая сторона функционирования нефтегазовой отрасли (стр. 5 из 8)
Сводим данные в таблицу 2.1
Таблица 2.1
| Q,млн. м3/сут | Число ГПА на КС | Шаг между КС, км | Удельные капитальные затраты, руб./млн. м3 км | Удельные эксплуатационные затраты, руб./млн. м3км | ||
| всего | линейная часть | компрессорные станции | линейная часть | компрессорные станции | ||
| 20 | 2 | 112 | 183 | 32 | 7,5 | 8,0 |
На основании данных приведенных в этой таблице значение шага между КС принимаем равным 112 км. Количество КС на проектируемом трубопроводе определяем по формуле:
Nк.с. =Lг.п./Sк.с. ,
где Nк.с. - количество КС;
Lг.п. - длина газопровода км. (дана в исходных данных);
Sк.с. - шаг между КС.
Для данного варианта:
Nк.с. = 1250/112 ≈11
Тогда удельные капитальные вложения в строительство газопровода равны:
Ктр. = (Уд.кап.вл.в лин.часть + Nк.с. *уд.кап.вл.в KC) * Lг.п * Q
Ктр. = (183+ 11* 32) * 1250 * 20 = 13,375 млн. руб.
Вычисляем удельные эксплуатационные затраты в газопровод:
Зэксп= (Уд. эксплуат. затраты в лин. часть + Nк.с. * уд. эксплуат. затраты. в KC) Lг.п * Зэксп = (7,5 + 11 * 8) * 1250 * 20 = 2,3875 млн. руб.
2.2Определение среднегодового резерва пропускной способности газопровода и числа суток использования максимума
Для газопроводов, имеющих подземные хранилища газа, рекомендуется резерв мощности, определяющийся величиной среднегодового резерва пропускной способности газопровода(kгод).
Вопрос о создании резерва пропускной способности газопроводов тесно связан с проблемой эффективности капиталовложений в газовую промышленность, и, в частности, в магистральный транспорт газа. Необходимо уже на стадии проектирования предусматривать определенные резервы пропускной способности газопровода. Это обуславливается рядом причин, которые можно разделить на несколько групп, связанных:
- с характером потребления газа
- с особенностями функционирования газотранспортных систем
- с особенностями перспективного планирования потребности в ресурсах природного газа
Принимаем значение среднегодового резерва пропускной способности газопровода равным
=0,92
где ki - фактор, обусловливающий необходимость создания резервов мощности, для i- группы.
В соответствии с принятым нами значением kгод = 0,92 для диаметра трубы = 820 мм по данным таблицы число суток использования максимума равно 330 суток
2.3 Расчет транспортной работы
Грузооборот (транспортная работа) магистральных газопроводов определяется по формуле:
Pi = ΣQiтp *Li , тыс.м3*км
где Qiтp- количество транспортируемого газа по i-му участку, тыс.м3;
Li- длина i-го расчетного участка газопровода, км
В настоящем курсовом проекте предлагается следующий порядок расчета объема транспортной работы.
Весь магистральный газопровод разбивается на участки в соответствиис условными потребителями газа. В данном случае под условными потребителямипонимаются следующие объекты:
- компрессорные станции;
- непосредственно потребители природного газа;
- подземные хранилища газа.
Рисуем схему газопровода.
Выполнение расчетов по определению транспортной работы проще выполнить с помощью таблицы 2.2.
Таблица 2.2
| Расчет транспортной работы | |||||||
| Уч-ки | Пост. газа Q пост. тыс.м3 | Изменение объема транспорт. газа, тыс. м3 | Объем транспорт. газа, тыс. м3 | Расстояние, км. | Трансп.работа, тыс. м3*км | ||
| по участку | по отводу | по участку | по отводу | ||||
| 1 | 15516,1 | 176,9 | 15339,2 | 106 | 1625956,9 | ||
| 2 | 15339,2 | 174,9 | 15164,3 | 106 | 1607421 | ||
| 3 | 15164,3 | 172,9 | 14991,5 | 106 | 1589096,4 | ||
| 4 | 14991,5 | 170,9 | 14820,6 | 106 | 1570980,7 | ||
| 5 | 14820,6 | 169,0 | 14626,6 | 25 | 24 | 351038,84 | |
| 6 | 14626,6 | 166,7 | 14459,9 | 106 | 1532746,8 | ||
| 7 | 14459,9 | 164,8 | 14295 | 106 | 1515273,4 | ||
| 8 | 14295 | 163 | 14132,1 | 106 | 1497999,3 | ||
| 9 | 14132,1 | 161,1 | 13946 | 25 | 29 | 404432,94 | |
| 10 | 13946 | 159 | 13787 | 106 | 1461419,8 | ||
| 11 | 13787 | 157,2 | 13629,8 | 106 | 1444759,6 | ||
| 12 | 13629,8 | 155,4 | 13474,4 | 106 | 1428289,4 | ||
| 13 | 13474,4 | 153,6 | 13320,8 | 106 | 1412006,9 | ||
| 14 | 13320,8 | 151,9 | 13169 | 5 | 31 | 408237,83 | |
| Итого: | 201503 | 2297,1 | 199156 | 17849660 | |||
При определении объема поступившего на участок газопровода газа необходимо учитывать расход газа на собственные нужды каждой из компрессорных станций (1,1 % дано). Кроме этого на участках 5 и 8 необходимо учесть отбор газа (25 тыс. м3 - дано).
Итак, чтобы определить объем газа поступивший на 2-й участок надо:
А) поступление газа на 1-й участок (15,69 тыс. м3) умножить на коэффициент (1,1+0,04=1,14) т.е. на 0,0114 получим 178,92 (это потери + расход)
Б) разница: 15695-178,92 = 15516,1 – это объем газа поступивший на 2-й участок и.т.д.
Кроме этого на 5 и 8 участках от полученного объема транспортируемого газа на этих участках необходимо отнять 25 тыс. м3
Кроме этого на 14 участке необходимо учесть сальдо объема газа, идущего на ПХГ (подземное хранилище газа).
Затем определяем объем товарного газа, перекачиваемого газопроводом, расчет производим по годовым показателям по формуле:
Qт=Qпос - (Qп+Qс.н.) – (Qз.х.-Qо.х.), тыс.м.3
где, Qт - товарный газ, транспортируемый газопроводами;
Qпос - поступление газа в газопроводы;
Qп - потери газа, 0,04 % дано в задании
Qс.н. - расход газа на собственные нужды;
Qз.х.- закачка газа в ПХГ, дано 15 тыс. м3
Qо.х.- отбор газа из хранилища, дано 20 тыс. м3
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 - Результаты расчетов объема товарного газа, транспортируемого по газопроводу
| год | Годовой объем добычи, тыс. м3 | Потери газа, в год, тыс. м3 | Расход газа на собств. нужды, тыс. м3 | Товарный газ, транспортируемый газопроводами, тыс. м3 |
| 1 | 5711000 | 2284,4 | 62821,0 | 5645900,6 |
| 2 | 5702760 | 2281,1 | 62730,36 | 5637754,54 |
| 3 | 5657137,92 | 2262,86 | 62228,52 | 5592652,55 |
| 4 | 5686705,894 | 2274,68 | 62553,76 | 5621883,45 |
| 5 | 5715438,724 | 2286,18 | 62869,83 | 5650288,72 |
| 6 | 5669715,214 | 2267,89 | 62366,87 | 5605086,46 |
| 7 | 5697401,096 | 2278,96 | 62671,41 | 5632456,72 |
| 8 | 5724281,142 | 2289,71 | 62967,09 | 5659030,34 |
| 9 | 5678486,893 | 2271,39 | 62463,36 | 5613758,14 |
| 10 | 5704363,542 | 2281,75 | 62748 | 5639339,8 |
| 11 | 5729462,742 | 2291,79 | 63024,09 | 5664152,87 |
| 12 | 5683627,04 | 2273,45 | 62519,9 | 5618839,69 |
| 13 | 5638158,024 | 2255,26 | 62019,74 | 5573889,02 |
| 14 | 5593052,76 | 2237,22 | 61523,58 | 5529297,96 |
| 15 | 5548308,338 | 2219,32 | 61031,39 | 5485063,62 |
| Итого | 85139899,33 | 34055,96 | 936538,89 | 84169394,48 |
3. Расчетно-аналитическая часть
Для определения наилучшего варианта разработки месторождения природного газа, на основе технико-экономических показателей необходимо выполнить многокритериальные расчеты экономической эффективности.
В качестве данных критериев в данном курсовом проекте используются:
• чистый дисконтированный доход;
• внутренняя норма доходности;
• динамический срок окупаемости.
3.1 Расчет чистой дисконтированной прибыли
Определяет годовую выручку от реализации газа по формуле:
ВРt=Pr*Qт.г.
Где ВРt- выручка от реализации газа в год t;
Рr- цена газа, руб. за 1000 м.3
Qт.г. - объем товарного газа, берем из табл. 2.3
Цену газа рассчитываем исходя из средней себестоимости газа по всем 3 вар-м разработки месторождения (см. табл. 1.6, 14,48 руб. за 1000 м.3) и от этой величины берем 290% (т.е. 14,48 * 2,9 = 41,992 руб./тыс. м.3)
1 год: BP1 = 41,992 * 5711 = 239,82 млн. руб.
2 год: BP2 = 41,992 * 5702 = 239,47 млн. руб.
И т.д. по всем годам.
Величина BPtодинакова для каждого из 3 вариантов разработки месторождения.
Рассчитываем суммарные удельные капитальные затраты на разработку месторождения и строительство газопровода. Расчеты производим для всех 3 вариантов разработки месторождения.
Кt=Кt + Ктр.
где: Кt – годовые капитальные затраты в разработку месторождения в год t (берем для каждого варианта разработки месторождения из табл.1.2)
Ктр. – удельные капитальные затраты, на строительство газопровода, которое принимаем из п.2.1
Тогда Kt равно:
1 вариант:
1 год: К1 = 200469 + 13375= 213,844млн. руб.
2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.
И т.д.
2 вариант:
1 год: К1 = 198519 + 13375 = 211,894млн. руб.
2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.
И т.д.
3 вариант:
1 год: К1 = 200469 + 13375 = 227,219млн. руб.
2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.
И т.д.
Рассчитываем суммарные эксплуатационные затраты Иtпо годам разработки месторождения для каждого из 3 вариантов разработки месторождения. Они складываются из эксплуатационных затрат связанных с добычей газа Ид.г. (берем сумму затрат по всем статьям расхода по годам) и эксплуатационных затрат на строительство газопровода Зтр (принимаем рассчитанные в п 2.1 значения)