Читайте также:
|
Технологические показатели совместной разработки газовой и газоконденсатных залежей по вариантам освоения представлены в таблице 4.30.
Таблица 4.30 – Технологические показатели совместной разработки газовой и газоконденсатных залежей
| Показатели | Единицы измерения | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 | Вариант 4 |
| Фонд скважин | скв. | ||||
| Объем пластового газа | млрд.м3 | 489,7 | 496,8 | 481,2 | 487,7 |
| Годовая добыча пластового газа | млрд.м3 | 33,8 | 33,8 | 24,3 | 33,8 |
| Объем газа сепарации | млрд.м3 | 480,0 | 485,4 | 470,0 | 476,0 |
| Годовая добыча газа сепарации | млрд.м3 | 33,0 | 32,9 | 23,7 | 32,9 |
| Объем ДК | млн.т | 21,7 | 22,9 | 22,9 | 23,8 |
| Годовой объем ДК | млн.т | 2,2 | 2,3 | 1,8 | 2,3 |
| Объем товарного газа | млрд.м3 | 460,8 | 466,3 | 452,8 | 456,7 |
| Годовой объем товарного газа | млрд.м3 | 32,3 | 32,3 | 23,1 | 32,3 |
Вариант 1 – Ввод в разработку 57 скважин в период с 2009 по 2014 годы, что повлечет за собой расширение УКПГ. Ввод первых очередей ДКС в 2012 году. По этому варианту предусматривается строительство острова с которого предполагается добыча УВ из 10 скважин.
Вариант 2 – Ввод в разработку 54 скважин в период с 2009 по 2035 годы, что повлечет за собой расширение УКПГ. Ввод первых очередей ДКС предполагается в 2012 году - по валанжину, в 2019 году по сеноману.
Вариант 3 - Ввод в разработку 52 скважин в период с 2009 по 2035 годы, что повлечет за собой расширение УКПГ. Ввод первых очередей ДКС предполагается в 2016 году - по валанжину, в 2023 году по сеноману.
Вариант 4 - Ввод в разработку 47 скважин в период с 2009 по 2015 годы, что повлечет за собой расширение УКПГ. Ввод первой очереди ДКС по валанжину предполагается в 2012 году. Разработка сеноманской залежи не планируется.
Капитальные вложения в бурение, расширение объектов обустройства, новое строительство представлены в таблице 4.31 и приложении К.
Таблица 4.31 – Капитальные вложения в освоение газовой и газоконденсатных залежей Юрхаровского месторождения по вариантам
| Показатели | Единицы измерения | Газоконденсат | |||
| вариант 1 | вариант 2 | вариант 3 | вариант 4 | ||
| Строительство скважин | млн.р. | 23190 | 21822 | 21532 | 21620 |
| в т.ч. перевод скважин в нагнетательные | |||||
| Обустройство промысла | млн.р. | 70780 | 64849 | 63578 | 58438 |
| в т.ч. обустройство кустов | млн.р. | 2 879 | 2 727 | 2 626 | 2 374 |
| газосборные сети | млн.р. | 9 963 | 8 718 | 8 685 | 8 055 |
| УКПГ | млн.р. | 5 636 | 5 323 | 5 323 | 4 383 |
| УДК | млн.р. | 1 243 | 1 278 | 1 049 | 1 278 |
| УПМ | млн.р. | 1 356 | 1 356 | 1 356 | 1 356 |
| остров | млн.р. | 1 132 | |||
| ДКС - сеноман | млн.р. | 2 972 | 2 123 | 1 698 | 3 396 |
| Замена СПЧ сеноман | млн.р. | ||||
| ДКС - валанжин | млн.р. | 19 406 | 26 232 | 26 232 | 24 958 |
| Замена СПЧ валанжин | млн.р. | ||||
| дороги | млн.р. | 1 037 | 1 037 | 1 037 | 1 037 |
| ВЛ 6 кВт | млн.р. | ||||
| подводный трубопровод | млн.р. | 7 595 | |||
| БПО | млн.р. | ||||
| ВЖК | млн.р. | ||||
| Прочие | млн.р. | 15 705 | 14 717 | 14 505 | 13 648 |
| Внешний транспорт | млн.р. | 23451 | 23451 | 23451 | 23451 |
| газопровод | млн.р. | 10 332 | 10 332 | 10 332 | 10 332 |
| конденсатопровод | млн.р. | 13 119 | 13 119 | 13 119 | 13 119 |
| ИТОГО капитальные вложения | млн.р. | 117420 | 110121 | 108561 | 103509 |
Наибольшие капитальные вложения приходятся на вариант 1 и составляют 117 млрд.р., наименьшие по варианту 4 составляют 103,5 млрд.р. В структуре капитальных вложений около 20% приходится на строительство скважин. Большая доля затрат приходится на строительство ДКС (около 25% от всех капитальных вложений).
Расходы на добычу газа и конденсата по вариантам представлены в таблице 4.32, по годам разработки в приложении К.
Таблица 4.32 – Расходы на добычу газа и конденсата по вариантам
| Показатели | Единицы измерения | Газоконденсат | |||
| вариант 1 | вариант 2 | вариант 3 | вариант 4 | ||
| Расходы на добычу и подготовку УВ | млн.р. | 242 353 | 245 347 | 240 062 | 229 556 |
| в т.ч. Материальные затраты | млн.р. | 2 737 | 2 817 | 2 697 | 2 757 |
| Оплата труда | млн.р. | 18 699 | 21 087 | 20 658 | 18 867 |
| Капитальный ремонт | млн.р. | 6 822 | 6 927 | 6 993 | 6 924 |
| Амортизационные отчисления | млн.р. | 110 878 | 101 695 | 98 701 | 96 709 |
| Прочие денежные расходы | млн.р. | 36 849 | 40 194 | 39 565 | 37 226 |
| Общепроизводственные расходы | млн.р. | 50 898 | 55 697 | 54 795 | 51 439 |
| Общехозяйственные расходы | млн.р. | 15 470 | 16 929 | 16 654 | 15 634 |
| Налоги, включаемые в себестоимость, всего | млн.р. | 94 567 | 95 586 | 92 967 | 93 865 |
| в т.ч. Начисления на заработную плату | млн.р. | 2 008 | 2 265 | 2 219 | 2 026 |
| Налог на добычу газа | млн.р. | 70 560 | 71 347 | 69 085 | 69 973 |
| Налог на добычу конденсата | млн.р. | 10 894 | 11 535 | 11 497 | 11 951 |
| Плата за землю | млн.р. | ||||
| Налог на имущество | млн.р. | 10 975 | 10 310 | 10 037 | 9 785 |
| Итого затрат на добычу, подготовку и транспорт УВ, всего | млн.р. | 336 920 | 340 933 | 333 029 | 323 422 |
| Затраты на добычу газа | млн.р. | 129 385 | 129 316 | 125 603 | 124 444 |
| Затраты на добычу конденсата | млн.р. | 207 536 | 211 617 | 207 426 | 198 977 |
| Себестоимость добычи газа | р./тыс.м3 | ||||
| Себестоимость добычи конденсата | р./т | 9 584 | 9 230 | 9 077 | 8 377 |
| Справочно: | |||||
| газ сепарации | млрд.м3 | ||||
| конденсат | тыс.т |
Средняя расчетная себестоимость добычи газа составила 261-270 р./тыс.м3, средняя расчетная себестоимость добычи конденсата – 8 377-9 584 р./т.
Показатели экономической эффективности представлены в таблице 4.33 и в приложении К.
При расчете показателей экономической эффективности в чистом денежном потоке учтены затраты прошлых лет по остаточной стоимости.
При принятых в расчетах ценовых, экономических и технологических условиях только вариант 4 характеризуется безубыточным освоением. Таким образом, к разработке рекомендуется вариант 4.
Таблица 4.33 – Показатели экономической эффективности освоения газовой и газоконденсатных залежей Юрхаровского месторождения по вариантам
| Показатели | Единицы измерения | Газоконденсат | |||
| вариант 1 | вариант 2 | вариант 3 | вариант 4 | ||
| Фонд скважин | скв. | ||||
| Товарный газ | млрд.м3 | ||||
| Конденсат | млн.т | ||||
| Выручка от реализации (с НДС) | млн.р | 395 345 | 403 549 | 393 853 | 399 591 |
| Капитальные вложения (с НДС) | млн.р | 117 420 | 110 121 | 108 561 | 103 509 |
| Расходы на добычу, подготовку и транспорт УВ (без учета налогов) | млн.р | 242 353 | 245 347 | 240 062 | 229 556 |
| в т.ч. амортизация | млн.р | 110 878 | 101 695 | 98 701 | 96 709 |
| Налоги и платежи, включаемые в себестоимость | млн.р | 94 567 | 95 586 | 92 967 | 93 865 |
| НДС ((+)-платежи в бюджет), (-)-возмещение из бюджета)) | млн.р | 23 051 | 24 170 | 23 018 | 25 913 |
| Налог на прибыль | млн.р | 7 778 | 9 625 | 7 771 | 9 682 |
| Внереализационные расходы | млн.р | ||||
| Чистый денежный поток | млн.р | 12 498 | 11 934 | 11 759 | 25 386 |
| Дисконтированный чистый денежный поток | млн.р | -9 363 | -1 718 | -8 581 | 1 721 |
| Простой срок окупаемости | лет | 10,1 | 8,3 | 9,6 | 8,2 |
| Чистая приведенная стоимость (NPV) | млн.р | -9 363 | -1 717 | -8 580 | 1 722 |
| Дисконтированный срок окупаемости (PBP) | лет | Нет | Нет | Нет | 12,3 |
| Внутренняя норма рентабельности (IRR) | % | 5,2% | 8,8% | 5,2% | 11,0% |
Характеристика рекомендуемого варианта:
Общий фонд скважин – 78
Объем товарного газа – 457 млрд.м3
Объем деэтанизированного конденсата – 24 млн.т.
Капитальные вложения с НДС – 103,5 млрд.р.
Чистый денежный поток – 25,4 млрд. р.
Чистая приведенная стоимость (NPV) – 1,7 млрд.р.
Дисконтированный срок окупаемости – 12,3 года
Внутренняя норма рентабельности (IRR) – 11%
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 59 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Расходы на добычу УВ | | | Анализ рисков |